Способ разделения бурового раствора и жидкости перфорации при вскрытии продуктивного пласта Советский патент 1987 года по МПК C09K7/02 

113

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к вскрытию пластов перфораций, и может использоваться в геолого-разве- дочных работах на нефть, газ 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 закачивают 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 стендовых испытаний способа вскрытия продуктивных пластов.

Г

Для реализации способа при вскрытии продуктивного пласта перфорацией до забоя скважины спускают колонну бурильных или насосно-компрессорн-ых труб. В цементировочных агрегатах заготавливается расчетный объем жидкости перфорации, не содержащей твердой фазы, обеспечивающей заполнение всего интервала перфорации. В емкостях одного цементировочного агрегата готовят буферную жидкость в объеме 1 м , что обеспечит создание буферного слоя от 45 (в колонне 168 мм) до 60 м (в колонне (I) 146 мм) . Производят закачку буферной жидкости и следом за нер - 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 пропускание через буферную жидкость модели перфоратора не нарушает границ раздела жидкостей. Моделирование ударных нагрузок также не нарушает границ раздела. Таким образом, реализация изобретения позволяет решить проблему перфорации в среде жидкостей, не содержащих твердой фазы.

38592

Пример 1. Скважина заполнена пресным глинистым раствором плотностью jO 1,12 г/см .

Для проведения перфорационных ра- 5 бот закачивают последовательно порцию буферной жидкости, представляющей собой гидрофобную эмульсию, утяжеленную до плотности ,13 г/см, и водный раствор NaCl плотностью ,14 г/см .

0

За счет различной природы разделен5

5

0

ных жидкостей и буферной жидкости взаимного выравнивания концентраций . не происходит и, следовательно, буферная жидкость обладает структурой, достаточной для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя - барита. Значение паргшетра статического напряжения сдвига (сне) для такой системы находится в пределах 0,3 - 0,6.

П р и м е р 2. Скважина заполнена загущенной нефтью плотностью о 0,98 г/смз ,

Для предотвращения кольматации коллектора тяжелыми компонентами нефти (асфальтеном) при проведении перфорационных работ последовательно закачивают порцию пресной воды плотностью ,О г/см и гидрофобно-эмульси- онный раствор с плотностью р 1,03 г/см , приготовленный эмульгированием насыщенного раствора хлористого натрия в дизельном топливе. Прослойка пресной- воды надежно разделяет две углеводородные системы, предотвращая их вза5 имное растворение.

П р и м е р 3. Скважина заполнена минерализованным глинистым раствором плотностью р 1,35 г/см .

0 Для проведения перфорационньк ра-. бот закачивают последовательно порцию известково-битумного раствора плотно- стьюр 1,36 г/см и водный раствор хлорида цинка плотностью р 1,37 г/см .

5 Известково-битумный раствор обеспечи- вает надежное разделение минерализованного глинистого раствора и не содержащего твердой фазы раствора хлорида цинка. Значение параметра СНС

Q принимается в пределах 0,3 - 0,6 для удержания в системе утяжелителя.

П р и м е р 4. Скважина заполнена известково-битумным раствором плотностью р 1,6 г/см .

2 Для проведения перфорационных работ закачивают последовательно порцию раствора хлористого бария плотностью р 1,62 г/см и порцию гидрофоб- но-змульсионного раствора, содержаще313

го в качестве водной фазы раствор хлористого бария, утяжеленного мелом о плотности ,65 г/см . При этом обеспечивается надежное разделение бурового раствора и жидкости перфора- ции.

В табл.З приведены данные расчета забойного давления.

Как следует из данных табл.З, репрессия на продуктивный пласт практически не изменяется, и коэффициент совершенства перфорационного канала остается прежним при выбранном градиенте плотностей бурового раствора и уферной жидкости.

Предлагаемый способ позволяет использовать в качестве среды перфорации систему, не содержащую твердой фазы или содержащую кислотораствори- ую твердую фазу, например мел, что

3859 .4

позволяет исключить кольматацию перфорированного канала твердой фазой бурового раствора.

Формула изобретения 5 Способ разделения бурового раствора и жидкости перфорации при вскрытии продуктивного пласта путем закачки в скважину, заполненную буро- . вым раствором, буферной жидкости перед закачкой жидкости перфорации, отличающийся тем, что, с целью повьшёния надежности разделения жидкости перфорации и бурового pacTfi opa, в качестве буферной жидкос5

0

ти закачивают жидкость, противоположную по природе смачивания буровому раствору и жидкости перфорации, причем плотность буферной жидкости вьше плотности бурового раствора и ниже плотности жидкости перфорации.

If I & в 2 d м

Пресный1,12 Глин, р-р глннис-эагуч.

тый ра-ЗХ ИЩ .

створ

1,13 24,1/32,2 Водный р-р 1.14 20 KaCl

Пресный 1,12 Гвдрофов- 1,13 0,3/0,6 Водный р-р 1,14 20

NaCl«О

глинистый ра- стаор

ная эку- льсия

Загущен- 0,98 Пресная 1,0 О/О Гидрофоб- 1,03 20

ная эиуль- 80

на нефть

вода

Минера- 1,35 ИБР 1,36 0,3/0,6 Водный р-р 1.37 20 лиловея-2,80 иый глянистыйраствор

ИБР 1,60 Водный 1,62 О/О Гидрофоб- 1,55 20

р-р BaCl, .ная эмуль- 80

1. Составляющая забойного давления от бурового ра- .створа

Р ,2 мпа Р, JZ60x1,60,,

Р .60.0,1 мпа Р 180,1,,9 мпа

4. Суммарное забойное давление

Pobu.,U2,9 47,2 мПа

ВНИИПИ Заказ 2180/25 Тираж 634Подписное

Произн.-полигр. пр-тие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Таблица

Модель

перфораторе и проходит ч«- pes вуфер- яув яд- кость

О О

Модель перфоратора свобод- во проходит чере буферную кидхость

15 О 15 О

15 О 15 О

То же

15 О 15 О

ТаблицаЗ

..lMna

180x1,65 - Р, -.---А- 3 мПа

Ровц.,НЗ,0 47,3 мПа

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