Способ освоения скважины

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-ти. Цель изобретения - повышение эффективности освоения за счет возможности предотвращения пробкообразования в призабойной зоне скважины (С). Перед заменой жидкости (Ж), заполняющей С, в качестве одной из которых используют буровой раствор (БР), а в качестве другой воду, отбирают часть Ж, заполняющей С, и в нее и в такую же часть вытесняющей Ж вводят химические добавки, обеспечивающие структурно-механическую устойчивость БР. Спускают в С колонну насосно-компрессорных труб и производят последовательную закачку в трубное или затрубное пространство Ж с химическими добавками. Затем закачивают в С остальную часть вытесняющей Ж до полной замены ею скважинной Ж. Тип и количество химических добавок для воды определяют таким образом, чтобы эффективная вязкость обработанной порции воды была не ниже эффективной вязкости БР. Эффективную вязкость для БР определяют из выражения *98N<SB POS="POST">б.р</SB>=*98N+[F(D-D)<SP POS="POST">2</SP>(D+D)Τ<SB POS="POST">0</SB>]/24<SP POS="POST">.</SP>10<SP POS="POST">6.</SP>Q, где *98N<SB POS="POST">б.р</SB> и *98N - соответственно эффективная и пластическая вязкости БР, П, D и D - соответственно внутренний диаметр обсадной колонны и наружный диаметр насосно-компрессорных труб, Τ<SB POS="POST">0</SB> - динамическое напряжение сдвига, мг/см<SP POS="POST">2</SP>, Q - производительность насосного агрегата, л/с. 2 з.п. ф-лы.

СС?03 СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСН?1Х

РЕСПУБЛИК

А1

ÄÄSUÄÄ 1493770 (61) 4 Е 21 В 43/25 43/18

: 4 ИЗНОЯ

l А .;«ЧЕСЫ. .Я., ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДЛРСТБЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4243480/23-03 (22) 16,0?,87 (46) 15 07.89. 1)юл. N 26 (71) Паучно-производственнс.е объединение по термическим методам добычи нефти Совзтермнед>гь (72) Л.Л.Свиридов, В.С Ллексяндров и В.Ф.Женеленко (53) б?2.245.59(088.8) (56 ) Пл врун>ко П ?1, > Куря II»с 33 В,? 1, Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. 1 ?,.: Недра, 1971, с. 31-32.

Лмиян В.Л., Васильева П.П, Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. 1.: Педра, 1972, с. 320. (54) СПОСОБ ОСВОВ11?И СКВЛЖППИ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-ти. Цепь и>oápeòåния — повыщение эффективности освоения :>а счет возможности пpo 3oтвращения пробкообрязовлния в с ризябойной зоне сквлж>шы (С) . Перед заменой жидкости (Ж), заполняющей С, в качеств е o IoII из которых исп с>3>ь з уют б у ровс.й ряс гвор (БР), а в качестве другой воду, отбирают часть Ж, зяполняюИзобретение относится к пефтегазо",o6ûI3;Inv1eH промь3шленности, в частнос>и к способу освоения скважин.

Цель изобретения — повн>ение эффектигности освоения за счет возмож.loczH предотвращения пробкообраэования в приэабойной зоне скважины.

Способ осуществлявт следующим обрлзом, Перед заменой жидкости, заполняющей скважины, на вытесняющую жидкость

1 щей С и в нее и 33 тлкуll же часто вытесняющей Ж впо,.яз химические доГ>янки, обеспеч п,ll;. 13.с> струк>уj.o - мехлпическун> с To>IIUIII3ocTI БР Опус.кают в С колонну насос) о-компрессорных труб и производят последо>3ательнув закачку в трубное или злтрубное пространство

Ж с химическ>,ми добавкам), Затем эаклчивлвт в С остальную часть вытесня3с3щей Ж до полной за.1сIII1 ев ск>3ажиной Ж. Тип и количество химических добавок для воды определя от таким образом, чтобы эдфектив>3яя вязкость обработяпной порции воды была не нике эффективной вязкости БР, Эффективнув вязкость для БР определяют ))з

Ю вырлжения 3? . = ? + pil (I)-c?) (?)+с?)", 1/

/24 .IO Q, где 1,и 1 — соответственно эд>фективная и пластическая вязкости БР, II; D и c? — соответственно внутренний диаметр обсадной колонны и нлруж3п сй дпяметp нл с ocHo-Kol III рессорных тру Г, мм;, — динамическое няпряже сдвигя, мг/см : с1 — производительность насосногс агрегата, ? р л/с. 2 з„п. ф-лы.

СО в качестве одной иэ которых испольэу ют буровой раствор, а в качестве другой воду, отбирают часть жидкости, заполняющей скважину, и в нее и в та- ь кую же часть вытесняющей жидкости вводят химические доба>>ки, обеспечива)с>щие структурно-механическую устойчивость бурового раствора. Далее в скважину спускают колонну насоснокомпрессорньгх труб и производят в трубное или эатрубное пространство

1493770

10!

fi(D c3) (D+d) д. b.ð " 24 -10 . ч рают при

20 а 100 С вЂ” О 1-О 3% — негидролизованиого акрилового сопоЗиб У Э ли .1ера;

110-130 С вЂ” О 1-0 3% — гашеной извести; за5 У Э вЂ” 140-200 С вЂ” 0,1-0,3% — гашеной извести и 1,5-2%. — гипса

)aб или цемента, где t,« — забойная температура. Гю(П вЂ” d) и +

Ор Д (3) Скорость течения определяют из выражения

1 (4)

ti)D -d ) ("«® -,1 ) 4 o(D-d н) (D+d н) 11

11 э

24Q (5) и о (1 и

1Г = и + (2) скважины последовательную закачку жидкостей с введенными в них химическими добавками. Затем закачивают в скважину остальную часть вытесняющей жидкости до полной замены ею скважинной жидкости. Минимальные объемы порций обрабатываемых жидкостей устанавливают равным 1 м, Тип и количество химических добавок для воды определяют таким образом, чтобы эффективная вязкость обработанной порции воды была не ниже эффективной вязкости бурового раствора.

Эффективную вязкость бурового раствора определяют из выражения для порции воды тип и количество химических добавок определяют при до 100 С и вьппе 100 С вЂ” 1-6% полисахарида 1<ИЦ-600 (КИЦ-700) или

4-15% конденсированных гндролизованных лигносульфонатов ФХЛС, Обработка порций воды и бурового раствора добавками и установка вязкости обработанной порции воды не нике вязкости обработанной порции бурового раствора позволяет сохранить структурный режим течения бурового раствора и 40 предотвратить выпадение умножителя из него в осадок„ Выражение для расче а эффективной вязкости бурового раствора выводят из формулы, кото4с рая связывает эффективную связь с пластической

rpe d — приведенный диаметр, см; и см

V — скорость с

Для расчета эффективной вязкости жидкости при ее течешш в кольцевом

55 пространстве в выражение (2) вместо приведенного диаметра Й и подставляют разность диаметров (D-d) — внутгде Г и à — соответственно эффекб.р тивная и пластическая вязкости бурового раствора, П;

D d — соответственно внутренний диаметр обсадной колонны и наружный диаметр насоснокомпрессорных труб, ММ1

, — динамическое напряжение сдвига, мг/см ; — производительность насосного агрегата, л/с.

Дпя порции бурового раствора тип и количество химических добавок выбиреннего обсадной колонны и наружного

HKT соответственно

В выражение (3) подставляют выражение (4) С учетом того, что в уравнение (5) D, d вводят в мм, à Q — в л/с, то при переводе их в см и см /с соответственно получают выражение (1) для расчета эффективной вязкости бу— рового раствора, Пример 1. При Т < = 100 0.

После получения притока из объекта испытания в интервале 2618-7570 м воду в обсаженной скважине заменяют

1493770

25

30 на буровой раствор плотг»остью

2,06 г/см . Предварительно в ллборлз ториьгх условиях íя ротационном вискoзиметре ВОН-2М определяют что после

5 обработки раствора О, 1% негидролизовянного сополимеря М-14 (порощкообраэного) при 100 С величина эффсктивной вязкости раствора равняется

266 сП, что соответствует расчету.

Значения расчетной эффективной вязкости воды, равной 275 сП, лобивлю-.— ся после добавки в нее 1,5% КМЦ-600, Такими же добавками обрябять.азлк т контактирующие порции (по 1,? м -) бурового pQcTOopB и воды, в зятрубное пространство зякачнвлют обрлботанные объе.»ы воды и раствора, л зятем воду I» объеме скв хины эямсняют на раствор.

Пример 2. В скалкине (Т вЂ” 100 0) чос»о испытания пос ед »его объекта в интервале 306!5-3047 м до установки це: ентного мост;. "лменяют воду на буровой раствор п.»отностью

2,12 г сг.»з.

Расчетс и (по формуле) определяют, что для обеспечения стр кгурнс гс рРжима течсння буровогс раствора вел и ч и и а e r o Б Я з к О с Г и г .гг жн я б»Я т ь

260 сП„Такой величины достиг лют после вводя в раствор 0,3%-ного сополимеря М-14 при увели»енин тег.»leратуры цо 100 С. Измерение »1, прор изводя-. с помощьо ВСН-2М.

Пробу воды обрабатывают 1,61

КМЦ-600 и получают вел»»чш»у вязкос си вс ды раа»!уе ?80 сП.

Для обеспечениг расчетных знлч !

II»I» < г «5 УсловиЯх» Iláo1»Ho»» T Pl »I I PP B туры контактирующие порции бурового раствора (1,3 м- ) и води (1,2 м) обрябя I г»вяют ? I»аз ли»»ыми»loi RBI«ями, IIop пци закаливают в скважину и затем за?»eIIIII z воду в полном объеме скважины 45 нл буровой раствор.

П р v. м е р 3, В скважине (Т вЂ” 110 С) после испытания объекта в интервале 3371-3305 м воду в скважине заменяют на буровой раствор плотностью 2,12 г/см . Расчетным путем

3 утанавливлют, что дпя предупреждения пробкообразования в скважине величина бурового раствора должна равняться 385 сП. В лабораторных условиях (на ВСН-2М) устанавливают, что такое значение для Т „1 - 110 С достигается за счет добавки ЗХ-ной гашеной извести. Величина вязкости для воды должна быть не нггже BPäèilèï! I бурового раствора, что обеспечивается добавкой 57. ФХЛС к воде.

Указанными добавками обрабатывают контактирук»щие порции воды (1,1 м )

Э и бурового раствора (1,2 л» ), последовательно закячивяюг их в затрубное

»»рострянство, л зятем буровым раствором заменяют вссл г.оду в скважине.

Пример 4„ В скваж»»не о (Т - = 140 С) и еле испытания объекта в интервлле 4150-4210 м воду заменяют на буровой раствор плотностью

2,05 г/см для обрлботкн пласта кисз лотой. Определяют (по формуле), что для успещной заменя» водь» на раствор величина 1 KoHòякт»»рукщей порции б.г раствора до»»х»»л быгь рлвнсч» 448 сП, В лаборл тории с помс »»ь»г в»»скозиметра

ВСН вЂ” ?М уста»»лвг»»т, ют, что глкое значение q г,»ля условий Т . „, = 140 С достигается добавкой к раствору 0,1Х

l лшенс;й извести и 1,5% гипса. при добавке к воде 6% » ХЛС получают

450 сп, Позированные добавки ввсдят в кон-,ÿêòèðóþII»I»å I»op!I»»I воды (1,5 м З) и раствора (1,4 »»э), злклч»;вают обработанные объемы в злтрубнс е пространство перед»»еобрлботя»».»»,гм буровым раствором, злместив воду и сквлжине полностью„

П р и м е» 5, В скlë:;èl!å (T g = 200 С) после испытания объекта в интервале 5737-5712 волу заменяют ня буровой раствор и. готцостью

1,68 и/см (перед установкой цементlioI моста) . Уc TE г»л»»?»г»г»лют, что для успешной за?»е:»ъ» воль. ве?»г»чг»нл бурового раствора должна быть равна 1176 сП, а в лаборатории определяют (на ВСН-2i1), что такая величина »1 < достигается пос.Р ле добавки в раствор 0,37. га1 шеной извести и 27 портлянд-цемента для горячих скважин. Величина вязкости 1190 сП у воды получается за счет добавки к ней 6Z КМЦ-УОО.

Такие добавки вводят в контактирующие порции воды (1,4 м ) и раствора (1,3 м ), последовательно закачивают их в затрубное пространство, а затем воду в объеме скважины заменяют на буровой раствор.

Ф о р м у л а изобретения

l. Способ освоения скважины, включающий спуск в скважину колонны на1493770 бурового рлстнорл опредепяют из ныряжения л П 1 0+d z b p 1. 24 -10 Q

100 С

О, 1 — О, 37 негипролизованного акрилоного сопопимерл;

0,1 — 0,3% гашеной извести;

110-130 Г а = 140-200 С

0,1 — 0,37, гашеной извести и 1,5-27. гипса нлн цемента, где t. > -- забойная температура, 3. Способ по и. I о т л и ч л ю шийся тем, что н качестве химических добанок дяя воды используют: полисахлрнд КМЦ-600 (КМЦ-700) — 1--б < или конденсированные гндролизонлнные лигносульфонаты ФХ!1С вЂ” 4-15Х.

Гоставитель Т, Умлриен

Техред A.Êðàâ÷óê Корректор М, Шароши

Редактор Ю, Середа

Заказ 4079/33 Тираж 514 Подписное

В11И1ИП1 Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

1!3035, Москна, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г.Ужгород, ул. Гагарина,101 сосно-компрессорных труб и замену заполняющей скважину жидкости па Bbl тесняющую жидкость, в качестне одной из которых используют буровой раствор, а в качестве другой воду, о т

5 личлющийся тем,что,с целью повышения эффективности осноения за счет нозможности предотвращения пробкообрлзовлния н призлбойной зоне скважины, перед заменой заполняющей скважину жидкости отбирают ее часть и н нее и н такую же часть вытесняющей жидкости «водят химические добавки, обеспечивающие структурномеханическую устойчивость бурового раствора, а замену заполняющей скважину жидкости осуществляют путем последовательной закачки н

1) и d -соответственно внутренний диаметр обсадной колонны и наружный диаметр нлсосно-компрессорных труб, мм;

à — динамическое напряжение сдвига, мг/eм ; производительность насосного агреглтл, л/с.

2„ Способ по п. 1, о т л и ч л ю шийся тем, что для порции бурового раствора тип и количество химических добавок выбирают при