Жидкость для перфорации скважин Советский патент 1992 года по МПК E21B43/11 

Изобретение относится к вскрытию продуктивных нефтяных и газовых пластов перфорацией, в частности к вскрытию перфорацией пластов с низким пластовым давлением.

Известно применение для перфорации скважин жидкостей на углеводородной основе. К недостаткам относится сравнительно высокая стоимость; пожароопасность, экологическое загрязнение и часто наблюдающиеся уходы, особенно при вскрытии продуктивного пласта на поздних стадиях разработки месторождений.

Известно применение для перфорации скважин глинистых буровых растворов (базовый объект). При выстреле из пулевого перфоратора в отверстие попадает буровой раствор, из которого вода фильтруется в пласт. Оставшаяся в отверстии уплотненная

глина образует пробку, препятствующую движению жидкости из пластов в скважину. Проникновение воды в пористую среду при- забойной зоны плсста приводит к увеличению водонасыщенности и созданию блокирующей преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений с пластовым флюидом.

Известна .безглинистая жидкость на водной основе, включающая соляную и плавиковую кислоты, хлористые кальций и алюминий.

Недостатками этой жидкости являются ее высокая коррозионная активность и неспособность уменьшать фильтрацию воды в пласт при проведении прострелочных работ, о чем свидетельствует мгновенное резкое падение уровня после прострела. Как указывалось выше, вода препятствует фильXJ

vj Ю 00 VI

СА)

тряции нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений г. пластовым флюидом, а в пластах из гидрофильных пород возникает капиллярное давление, препятствующее вытеснению ее из пласта при обратном движении жидкости во время освоения скважины с депрессией 50-100 Па, что отрицательно сказывается нз времени вызова притока и продуктивности скважин,

Наибопее близкой к предлагаемой по составу является жидкость для перфорации скважин,содержащая воду, кэрбоксмлме- тилцеллюлозу и добавки, В качестве добавок используются , неионогенные ПАВ, тонкодисперсный мел. т.е. химические вещества, изменяющие реологические характеристики жидкости для перфорации так, чтобы снизить способность жидкости фильтроваться в породу призабойной зоны. Однако энергия следующей за пулей взрывной волны or газов высокого давления настолько высока, что даже эта жидкость проникает глубоко в призабойную зону скважины, осложняет освоение скважины и снижает ее дебит.

Целью изобретения является повышение эффективности жидкости за счет сниже- ния загрязнения перфорационных отверстий.

Поставленная цель достигается тем, что известная жидкость для перфорации скважины, включающая воду, карбоксиметил- целлюлозу и добавку, в качестве добавки содержит дрэвесиые опилки при следующем соотношении, мас.%: Кэрбохсммет мл целлюлоза со степенью полимеризации 500 2-4 Древесные опилки2-4

ВодаОстальное

П абораюрными и промысловыми исследованиями установлено, что при использовании в качестве добавки древесных опилок в указанных соотношениях жидкость приобретает свойство эластичного пластыря, который как бы смыкается в перфорационном отверстии вслед за пулей и следующая за ней взрывная волна встречается с вязкой преградой, в которой во взвешенном состоянии находятся опилки. Каждая частица опилок, во-первых, гасит энершю этой волны м, во-вторых, становится источником отраженных воли, которые гасят энергию основной ударной полны. В результате резко сокращается количество жидкости, фильтрующейся s пласт.

Жидкость для перфорации изготавливают следующим образом,

Перемзишвают в течение 5-7 мин расчетное количество древесных опилок и технической воды, после чего прибавляют

КМЦ-500 и перемешивают в течение 10 мин.

Пример1,В 900 г технической воды

перешивают с помощью мешалки 20 г древесных опилок. В полученную суспензию добавляют 20 г КМЦ-500 и перемешивают 10 мин. В результате получают-1000 г жидкости для перфорации состава: КМЦ-500 2%, древесные опилки 2%, вода остальное.

0 Пример 2. В 920 г технической воды по схеме, указанной в примере 1. перемешивают сначала 40 г древесных опилок, а затем 40 г КМЦ-500. Получают 1000 г жидкости для перфорации состава: КМЦ-500 4%,

5 древесные опилки 4%, вода остальное.

Перед началом перфорации в скважину спускают НКТ(при производстве капитального ремонта на месторождениях, находящихся в длительной эксплуатации,

0 устанавливают цементный мост) и перфорационную жидкость насосным агрегатом (например ЗЦА-400) по колонне труб доводят. до забоя скважины и помещают в интервале перфорации. Объем смеси выбирается так,

5 чтобы верхний ее уровень был на 3-4 м выше верхней границы перфорации и на 1 м ниже нижней ее границы.

Над перфорационной жидкостью в скважине помещают буровой раствор тре0 буемой плотности или технической воды. Известными способами в интервал перфорации спускают перфоратор, осуществляют перфорацию и приступают к освоению скважины.

5Экспериментально установлено, что

жидкость для перфорации приобретает свойство эластичного пластыря при таком соотношении ингредиентов, которые обеспечивают ей состояние нетекучая. Соотно0 шение компонентов и реологические характеристики жидкости, соответствующие состоянию нетекучая определены в лабораторных условиях с помощью стандартных приборов СПВ-5, СНС-2 и ВСН-3 с

5 пружиной Ыз 2, позволяющей измерять предельное статическое напряжение сдвига в интервале от 0 до 900 Н/м2. Результаты экспериментов приведены в таблице. Как видно из данных таблицы,

0 минимальные значения содержания компонентов в жидкости для перфорации, обусловлены ее способностью приобретать состояние нетекучая. Максимальные значения выбраны из соображений экономиче5 ского характера.

Эффективность предлагаемой жидкости оценивалась в промысловых условиях в процессе проведения перфорационных работ и освоения скважин №№ 1203, 1679, 1878, 1808, 482, 1855, 1404,627, 854,76214,

1758, 1851, и др. на площади Сураханы НГДУ Азизбековнефть.

В скважине № 1203 ЦДН-4 при забое 570 м осуществлена перфорация 114м эксплуатационной колонны в интервале 538- 540 м. В скважину спустили НКТ на глубину 546 м и установили цементную пробку. При- готовил и 50 л жидкости для перфорации при следующем соотношении компонентов: КМЦ-500 4%; древесные опилки 4%, вода остальное. Параметры жидкости: плотность р 900-950 кг/м3, условная вязкость Т н/т, структурная вязкость г 0,785 Па-с, динамическое напряжение сдвига го 81 Па, В интервале 541-536 м заменили промывом- ную жидкость на жидкость для перфорации. После подьема НКТ спустили перфоратор и произвели прострел в заданном интервале в количестве 10 отверстий. В течение суток уровень жидкости в скважине упал всего на 1 м. Скважина была освоена в течение 22 часов, а экономия времени на освоение составила более 15 суток.

В скважине № 1679 ЦДНГ-4 при забое 858 м осуществлена перфорация 168 мм экс- плуатационной колонны в интервале 831- 843 м. В скважину спустили НКТ на глубину 850 м и установили цементную пробку. Приготовили 0,35 м3 жидкости для перфорации при соотношении компонентов: КМЦ-500 4%, древесные опилки 3%, остальное вода.

Параметры жидкости: плотность р 920- 970 кг/м , условная вязкость Т н/т, структурная вязкость rf 0,780 Па- с и динамическое напряжение сдвига Го 80 Па.

5 10 15 0

5 0

5

В интервале 844-825 м заменили промывочную жидкость на жидкость для перфо- рации. После подьема НКТ спустили перфоратор и произвели прострел в заданном интервале в количестве 60 отверстий ПКСво. За сутки уровень жидкости в скважине упал на 1,5 м. Скважина освоена за сутки.

Аналогичные результаты достигнуты и в остальных скважинах.

Применение предлагаемой жидкости для перфорации скважин предотвращает загрязнение призэбойной зоны скважины, о чем свидетельствует понижение уровня жидкости в скважине в течение суток всего на 1-1,5 м, в то время, как при использовании базового объекта уход большого количества жидкости фиксируется мгновенно по резкому падению уровня жидкости в скважине сразу после перфорации.

В результате срок освоения скважины сокращается с 15-16 суток до 22-24 ч.

Формула изобретения

Жидкость для перфорации скважин, включающая воду, карбоксиметилцеллюло- зу и добавку, отличающаяся тем, что, с целью повышения эффективности жидкости за счет снижения загрязнения перфорационных отверстий, она в качестве добавки содержит древесные опилки при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза со степенью полимеризации 5002-4

Древесные опилки2-4

Вода.Остальное

Использование: повышение эффективности, вскрытие продуктивных нефтяных и газовых пластов перфорацией с понижением загрязнения перфорационных отверстий. Жидкость содержит, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза со степенью полимеризации 500 2-4; древесные опилки 2-4; остальное воды. Древесные опилки перемешивают 5-7 мин в технической воде. Прибавляют КМЦ-500 и перемешивают 10 мин. При этом срок освоения скважины сокращается до 22-24 ч. 1 табл.

Реологические характеристики жидкости для перфорации скважин