Способ разделения двух жидкостей в стволе скважины Советский патент 1991 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к работам, связанным с заканчиванием 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.

Предельное значение статического напряжения сдвига буферной жидкости должно удовлетворять условию

9 (pi -рз) пз b

(D

О 4

8

00

где g - ускорение силы тяжести, м/с ;

Р2 плотность буферной жидкости. кг/м3;

рз- плотность нижней жидкости меньшей плотности (спецжидкости), кг/м3;

h3 - высота столба спецжидкости, м;

b-2,04 106He 1;

n

He --, . - критерий Хедстрема;

Т

Т0- динамическое напряжение сдвига

буферной жидкости, Па;

D - внутренний диаметр обсадной колонны или скважины, м;

if- пластическая вязкость буферной жидкости, Па с;

8 высота столба буферной жидкости определяется из соотношения:

( Н - Из )

D

(2)

g(pi -p2)+0 + 0i

T gD0-ЈРЖ РЖ

TO 0 D -I

tJ UРЖ hnJ

(5)

5При TO 0 0 выражение (5) идентично выражению для вязкой жидкости

.

где k 0,345 при Yg. 300 ;

/л - вязкость динамическая.

Это позволяет принять для формулы (5) k-0,35.

При V О, учитывая, что в этом случае а 0, получаем условие статического равновесия

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.

где - предельное статическое напряжение сдвига верхней вязкопластичной жидкости большей плотности и любой природы смачивания. Па;

плотность верхней жидкости, кг/м ;

Н - глубина скважины, м.

Значения ©и ha согласно (1) и (2) получены следующим образом.

Для установившегося движения жидкой пачки в вязкопластичной жидкости имеем

лгО2, hn g (рж -/On) - j л - Dn hn РЖ V2 - -©л Dn hp 0 ,

(3)

где Dn, hn - диаметр и высота пачки соответ- ственно;

А- коэффициент гидравлического со- противления движению пачки;

0- статическое напряжение сдвига (СНС) жидкости, в которой всплывает пачка; hp - глубина фронта разрушения тиксот- роппой структуры вязкопластичной жидко- сти всплываемой пачкой;

-i- A г°

V2 -рж

(4)

где АО - коэффициент гидравлического сопротивления движению жидкой пачки в вязкой жидкости;

А - безразмерный коэффициент; Т0- динамическое напряжение сдвига вязкопластичной жидкости.

Совместное решение уравнений (3) и (4) при условии, что Dn D и hp D, дает

e g()hn b

где b 2,04 10б - эмпирический коэффициент;

п

Не критерий Хедстрема.

Т

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

Рач Рур,

(6)

где Рач - Архимедова сила;

РТр - сила трения буферной жидкости и 35 столба верхней жидкости (бурового раствора) о стенки скважины;

Рач (pi -pi) g W,

(7)

где W - объем буферной жидкости;

FTp я D(0 h2+ ©1 hi),(8)

где hi и h2 - длина столба бурового раствора и буферной жидкости соответственно. Учитывая, что hi H-h2-h3, из выражений (6}-(8) следует условие для ha:

h2

(H-h3

D

5-g(pi-#) + © +

(9)

5

где Н - 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 групп в молекуле и характеризуется величиной гидрофильно-минофиль- ного баланса (ГЛБ), Природа смачиваемости

определяется по величине электростабильности системы. Если величина электростабильности буферной жидкости равна нулю, то система гидрофильна, если больше нуля - гидрофобна. Возможны и другие методы определения природы смачиваемости.

В табл.1 приведены данные лабораторных исследований по определению влияния СНС и высоты столба буферной жидкости на процесс гравитационного расслоения верхней и нижней жидкостей.

В табл.2 приведены результаты расчета (на примере модельной скважины) условий сохранения гравитационной устойчивости нижней жидкости (спецжидкости) в зависимости от СНС и высоты столба h2 буферной жидкости.

Для реализации способа проведения работ в стволе скважины с использованием нескольких жидкостей с разделением их буферной жидкостью до забоя скважины спускают колонну бурильных или насосно- компрессорных труб. В цементировочных агрегатах, гидромешалке, глиномешалке или другими известными способами заготавливается расчетный объем спецжидкости. Буферная жидкость приготавливается цементировочным агрегатом или с использованием другой аналогичной техники в объеме, позволяющем обеспечить высоту столба буферной жидкости (h2) согласно формулы (2).

При этом предельное статическое напряжение сдвига (0) должно удовлетворять условию соотношения (1)для предотвращения гравитационного всплытия.легкой спецжидкости.

Далее производят закачку в скважину буферной жидкости и следом за ней спецжидкости.

Затем колонну бурильных (или насосно- комлрессорных) труб поднимают и в скважине могут приводиться спецработы (перфорация, капитальный ремонт, цементирование и др).

Лабораторными исследованиями установлено, что Данный способ предотвращает гравитационное расслоение жидкостей как в статических, так и в динамических условиях (при спуске и подъеме модели перфоратора) независимо от природы смачивания.

П р и м е р 1. Скважина заполнена неф- теэмульсионным минерализованным глинистым буровым раствором с плотностью 1650 кг/м . Необходимо провести перфорацию продуктивного нефтяного пласта мощностью 150 м. Принимают высоту столба жидкости перфорации для сохранения естественной проницаемости призабойной зоны. Целесообразно использовать нефть

(промысловая нефть с плотностью 870 кг/м3). Для предотвращения гравитационного всплытия нефти рассчитывают необходимое значение предельного статического напряжения сдвига (0) буферной жидкости.

Исходные данные для расчета: g 9,8 м/с2; ре 1050 кг/м3; /Эз 870 кг/м3; пз 200м; Г0 95 Па; / 2,5 Па с; Ов„ 0,152м; 01 18 Па; Н 4100м; р 1650 кг/м3.

Температура пласта ЮО°С.

0 91Ј1-7)пз 1195Па

b

Таким образом, ©буферной жидкости должно быть не менее 119,5 Па. Исходя из этого подбирают в лабораторных условиях в качестве буферной жидкости жидкость на основе товарного полиакриламида состава,

мэс.%: полиакриламид 0,8; сернокислый алюминий 0,5; воды остальное. Предельное статическое напряжение сдвига буферной жидкости 135 Па.

Высота столба буферной жидкости определяется по формуле

h2

01 (H-h3)

Т 9 (Pi -pi) + © +

387,8м.

5

0

5

0

5

Принимают высоту столба буферной жидкости 390 м. Для проведения перфорационных работ закачивают последовательно порцию буферной жидкости на основе товарного полиакриламида и в качестве жидкости перфорации - нефть.

П р и м е р 2. Необходимо осуществить капитальный ремонт подземного оборудования эксплуатационной скважины. При этом для изоляции продуктивного пласта (3800-4000 м) закачивается в скважину жидкость, которая не ухудшает гидродинамической связи пласт - скважина. С этой целью в зону продуктивного пласта следует закачать нефть, отделив ее буферной жидкостью от находящегося выше столба утяжеленного бурового раствора.

Для экономии химреагентов и удешевления работ в интервале от буферной жидкости и до устья закачивается глинистый раствор.

Для предотвращения гравитационного всплытия нефти рассчитывают необходимое значение предельного статического напряжения сдвига (©) буферной жидкости и высоту ее столба по формулам (1) и (2).

Исходные данные для расчета: Рпл 60 МПа- пз 300 м; pi 1020 кг/м3; рз 870 кг/м3; Г0 14 Па; 1 0,75 Па -с;

температура пласта 100 С; ©i 12,5 Па; D 0,152 м; g 9,8 м/с2; pi 1680 кг/м3,

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 водный раствор хлористого натрия 70. Предельное статическое напряжение сдвига буферной жидкости 130 Па. Высоту столба принимаем 270 м.

Реализация изобретения позволяет решить проблему проведения работ в скважине, при которых необходимо предотвратить гравитационное расслоение жидкостей, имеющих различные плотности.

Формула изобретения

и

Способ разделения двух жидкостей в стволе скважины путем закачивания буферной жидкости, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности разделения нижней жидкости меньшей плотности от вышерасположенной вязкопластичной жидкости большей плотности и любой природы смачивания, используют в качестве бу- ферной иязкопластичную жидкость заданной плотности, предельное значение статического напряжения сдви1а которой удовлетворяет условию

Q 9 (рг -/зз) Нз

b

где Р2 плотность буферной жидкости, кг/м5;

5рп, - плотность нижней жидкости меньшей плотности,

Ьз - высота столба нижней жидкости меньшей плотности, м;

Ю Ь 2,04-106

а высота столба буферной жидкости определяется согласно выражению

ha

D

Oi (Н -Ьз}

f-g(pi-p2) + 0-f

Не --Ґ±-- критерий Ходстрома;

Г

Т0- динамическое напряжение сдвига

буферной жидкости, Па;

D - внутренний диаметр обсадной ко- лонны или скважины, м;

г) - пластическая вязкость буферной жидкости, Па -L;

©1- предельное статическое напряжение сдвига верхней вязкопластичной жид- кости большей плотности и любой природы смачивания Па;

плотность верхней вязкопластичной жидкости, кг/м3;

Н - глубина скважины, м.

НефтеэчульснонньгЛ гли- iMit-Tbtfl Суровой раст- вор (минерализован- ныЛ):

Глинопорошок 12 Нефть 2 Модиф.крахмал 2 Едкий натр 1 Хлористый натрий 30 ЖС-7-5

Барит остальное

1650

15/30

Примечание. + -

происходит 1 раенга«11оннов рясслоенис; не происходит гравитационного расслоения

Т а б л и ц а 1

1ЧАррная липко-, тъ Mm, ЦГ -ТЭР, мяиД)

аз

5,5

О,5Гндрт- А. Вязкоупругий

0,25флльндч(.n-TOR (five):

0,1Пслпачгш1а ч д

0,05 Al( 0,005

0,3Вопа рсгалънос

B.ВУС:

Полиакpunaмид 0,5

0.2A12.(SOfr)A 0,003

0,1Вод (ч;талЬ ОС

C.И.Б.Р:

0,5Днзтоплнво 23

0,4БОБ 2Л

О, 2Негапеная изпесть 38

О, 1Сульфвнол (

Вода 8

1070 3,5

480 105

Гилрофиль- Нефть иая

1,2

100 31.5 Гидрофиль- Нефть 870 Гидрофобнаяиая

280 45,5 Гидрофоб- Нефть 870 ияя

3,5

480105Гидрофиль- Водопровод 1000Гндрофиль-

каяпая вода спая

0,5 ОТЫО

3,5

480

105

Гидрофиль- Дизельное 830 ная топливо

,1040

1,2

100 31.5

1,2

10031,5

Гидрофиль- Дизельное 830 наятопливо

О

2ВО 45,5

Гидрофоб- Нефть 870 иая

1J901,5

J8045,5Гидрофоб- Водопровод- 1000Гидрофильнаяиая вода сиая

0,51 01ЫО

1100 1,4

125

40, I

Гидрофоб- Нефть

Продолжение табл.1

870

Гидрофобная

Гидрофоб- пая

Гидрофов- ная

Гидрофильная

ГндрофоО- ная

Гидрофобная

870

Гидрофобная

В случаях В и Д не выполняются условия по & , по этому гравятаяиокное расслоение произойдет при лювом значении К,. Буферная жидкость типа Д - «агуиеяяая нефть состава, ов.1: яефть 94; едкий натр I; кубовме остатки СЖК-5.

Таблица 2