Жидкость для перфорации скважин
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.
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 43!11
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ (21) 4801745/03 (22) 14.03.90 (46) 07.11.92. Бюл. В 41 (71) Институт проблем глубинных нефтегазовых месторождений АН Азербайджана (72) Ю.B.Càäûxîâ, А.З.Ахмедов, А.А.-Г.Тагиэаде, В.Ш.Исхаков и Е.С.Жидков (73) Институт проблем глубинных нефтегазовых месторождений АН Азербайджана (56) Авторское свидетельство СССР
М 1505959, кл. Е 21 В 43/27, 1977.
Сидоров Н.А. и др. Полимерные буровые растворы, Техника и технология бурения скважин. Вып. 18, M. ВНИИОЭНГ, t988, с. 31-32.
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 иэ пулевого перфоратора в отверстие попадает буровой раствор, из которого вода фильтруется в пласт, Оставшаяся в отверстии уплотненная
„„5U 1774987 АЗ (54) ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН (57) 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. глина образует пробку, препятствующую движению жидкости иэ пластов в скважину.
Проникновение воды в пористую среду приэабойной зоны пласта 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 фильтрэции нефти и газа зэ счет разности поверхностных натяжений с плэстовым флюидом, а в пластах иэ гидрофильных пород возникает капиллярное давление, преплтствующее выл еснению ее из пласта при Обратном движении жидкости во время гзсвоенил скважины с депрессией 50 — 100 Пэ, «ТО отрицательно скэзываетсл на времени вызова притока и продуктивности сквах<ин.
Наиболее близкой к предлагаемой по составу лвллетсл жидкость для перфорации скважин, содержащая воду, карбоксилметилцеллюлозу и добавки, В качестве добавок использу)отсл крахмал, неионогенные
ПАВ, тонкодисперсный мел, т.е. химические вещества. изменлющие реологические хэрэктерисгики жидкости длл перфорации .1а1 i0 0(5i ) 01 КИТ) 1" 1-0 0 31 Ос» ) !!ieесР)(ТИ фильтроватьсл Р» породу призэбойной зоны.
Однако энергия следу)ощей за пулей взрывНОЙ ВОЛНЫ ОТ ГЭЗОВ ВЫСОКОГО ДЭВЛЕНИЛ НЭс10лько высока, чтО даже этэ жидкость проникает глубоко в призабойну)0 зону скважины, осг)ожнлег Освоение скважины и снижает ее дебит.
Цель10 изобретения лвллетсл повышение эффективности жидкости зэ счет снижения загрязнения перфорэционных отверстий.
Поставленная цель достигэетсл тем, )то известнал жидкость длл перфорации сКВВ
>KlnHb), вклю 1аlощал воду, кэрбоксиметилцеллюлозу и добавку, в качестве добавки содеp>l<ит дpевесные опviл 1<и п()и следу)Ощем соотношении, мэс,%:
Каpбо)<симетил целл)0лозэ со степенью Г)ол) 1меризации 5ОО 2-4
Древесные Опилки 2 — 4
Вода ОстэльHoe
Лаборатор) ым)1 и промысловыми исследованиями установлено, что при использовании в качестве добавки;.)-ревесных
ОПИЛОК B УКЭЯЭННЫХ СООТНОШЕНИЯХ >КИД
KocTb HpNo6peTэе1 свойство элэстичног0
nnacTblpB кото()ый 1 ЖидкОсть длл перфорации изгoTBBJllnBB" ют следующим образом, Перемешиваlот В течение 5 l мин рэс" четное количество древесных Опилок и технической воды, после чего прибавляют КМ Ц-500 и перемешивают в течение 10 мин. Пример 1, В 900 r технической воды перешивают с помощью мешалки 20 г дре5 веснь)х опилок. В полученну)о суспензию добавляют 20 r КМЦ-500 и перемешивают l0 мин. В результате получа)от.1000 г жидкости для перфорации состава: КМЦ-500 2%, древесные опилки 2, вода остальное, 10 Пример 2. В 920 г технической воды по схеме, укаэанной в примере 1, перемешивают сначала 40 r древесных опилок, а затем 40 r КМЦ-500, Получают 1000 r жидкости длл перфорации состава: КМЦ-500 4%, 15 древесные опилки 4, вода остальное. Перед началом перфорации в скважину спускают НКТ (при производстве капитального ремонта на месторо>кдениях, находящихсл в длительной эксплуатации, 20 устанавливэ)от цементный мост) и перфорационну1о жидкость насосным агрегатом (на-. пример ЗЦА-400) по колонне труб доводят. до забоя скважины и помещают в интервале перфорации. Объем смеси выбирается так, 25 чтобы верхний ее уровень был на 3 — 4 м выше верхней границы перфорации и на 1 м ниже нижней ее границы. Нэд перфорационной жидкостью в скважине помеща)от буровой раствор тре30 буемой плотности или технической воды. Известными способами в интервал перфорации спускают перфоратор, осуществляют перфорацию и приступают к освоению сквах(ины, 35 Зкспериментально установлено, что жидкость для перфорации приобретает свойство эластичного пластыря при таком соотношении ингредиентов, которые обеспечивают ей состояние "нетекучая ", Соотно40 шение компонентов и реологические характеристики жидкости, соответствующие состояни)о "нетекучая" определены в лабораторных условиях с помощью стандартных приборов СПВ-5, СНС-2 и ВСН-3 с 45 пружиной М" 2, позволяющей измерять предельное статическое напряжение сдвига в интервале от 0 до 900 Н!м .Результаты экспериментов приведены в таблице. Как видно из данных таблицы, 50 минимальные значения содержания компоlellT0B в жидкости для перфорации, обусловлены ее способностью приобретать состояние "нетекучэя", Максимальные значения выбраны из соображений зкономиче55 ского характера. эффективность предлагаемой жидкости оценивалась в промысловых условиях в процессе проведения перфорационных работ и освоения скважин ММ 1203, 1679, 1878, 1808, 482, 1855, 1404, 627, 854, 76214, 1774987 В интервале 844 †8 м заменили промывочную жидкость на жидкость для перфорации. После подъема НКТ спустили перфоратор и произвели прострел в эадан5 ном интервале в количестве 60 отверстий ПКС80, За сутки уровень жидкости в скважине упал на 1,5 м. Скважина освоена за сутки. Аналогичные результаты достигнуты и в остальных скважинах. 10 Применение предлагаемой жидкости для перфорации скважин предотвращает загрязнение призабойной эоны скважины, о чем свидетельствует понижение уровня жидкости в скважине в течение суток всего 15 на 1-1,5 м, в то время, как при использовании базового обьекта уход большого количества жидкости фиксируется мгновенно по резкому падению уровня жидкости в скважине сразу после перфорации, 20 В результате срок освоения скважины сокращается с 15 — 1б суток до 22 — 24 ч. Формула изобретения Жидкость для перфорации скважин, включающая воду, карбоксиметилцеллюло25 зуи добавку, отл и ч а ю ща я с я тем, что, с целью повышения эффективности жидкости за счет снижения эагряэнентля перфорационных отверстий, она в качестве добавки содержит древесные опилки при следую30 щем соотношении ингредиентов, мас.%: Карбоксиметилцеллюлоэа со степенью полимеризации 500 2-4 Древесные опилки 2 — 4 Вода Остальное Реологические характеристики жидкости для перфорации скважин Содержание компонентов в раствое высоковяэкой жидкости,мас. Реопогические характеристики сн Па Древесные опилки пп,Па кмц вода 20,1 22,3 23,8 25,5 26,4 30,8 34,6 41. 5 47,1 52,б 59.5 81.О г,з 14,5 32,5 38.5 81,0 2 4 5 б 8 11 12 .13 14 16 17 18 19 62 98 118 126 170 н/т н7т и/т О,01 0,02 0,03 0,05 0,05 0.07 0.09 0,1О о,о 0,14 0 18 0,20 0,38 0,44 0.52 0.63 1,г 1,г 98 97 96 97 96 94 94 93 94 93 92 94 93 92 1758, 1851, и др. на площади Сураханы Н ГДУ "Аэизбековнефть". В скважине М 1203 ЦДН-4 при забое 570 м осуществлена перфорация 114 м эксплуатационной колонны в интервале 538540 м. 8 скважину спустили НКТ на глубину 546 м и установили цементную пробку. Приготовили 50 л жидкости для перфорации при следующем соотношении компонентов; КМЦ-500 4 ; древесные опилки 4%, вода остальное. Параметры жидкости: плотность p = 900-950 кг/мэ, условная вязкость Т = н/т, структурная вязкость д = 0,785 Па с, динамическое напряжение сдвига tp-81 Па. В интервале 541-536 м заменили промывочную жидкость на жидкость для перфорации. После подъема 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 М 1679 ЦДНГ-4 при забое 858 м осуществлена перфорация 168 мм эксплуатационной колонны в интервале 831843 м. В скважину спустили НКТ на глубину 850 м и установили цементную пробку. Приготовили 0,35 м жидкости для перфорации при соотношении компонентов: КМЦ-500 4%, древесные опилки 3%, остальное вода, Параметоы жидкости: плотность р= 920— 970 кг/м, условная вязкость Т = н/т, структурная вязкость q= 0,780 Па с и динамическое напряжение сдвига 70 = 80 Па. Определить реологические свойства смеси не удалось
