close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Патент BY7613

код для вставкиСкачать
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
РЕСПУБЛИКА БЕЛАРУСЬ
(46) 2005.12.30
(12)
7
(51) E 21B 43/12,
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ
(54)
BY (11) 7613
(13) C1
(19)
C 09K 7/02
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ
(21) Номер заявки: a 20010753
(22) 2001.09.04
(43) 2003.09.30
(71) Заявитель: Белорусский научно-исследовательский и проектный институт нефти Республиканского унитарного предприятия "Производственное
объединение "Белоруснефть" (BY)
(72) Авторы: Сенкевич Эдуард Станиславович; Бруй Любовь Козьминична; Добродеева Инна Владимировна (BY)
(73) Патентообладатель: Белорусский научно-исследовательский и проектный
институт нефти Республиканского унитарного предприятия "Производственное объединение "Белоруснефть" (BY)
(56) Рябоконь С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние
на коллекторские свойства пласта. М.,
ВНИИОЭНГ, 1989, с. 1-2, 36-38.
RU 2057781 C1, 1996.
SU 1514903 A1, 1989.
SU 819147, 1981.
US 4541485, 1985.
RU 99119402 A, 2001.
RU 2055089 C1, 1996.
BY 7613 C1 2005.12.30
(57)
Способ глушения скважины путем замены скважинной жидкости на жидкость глушения, отличающийся тем, что в качестве жидкости глушения используют раствор, включающий органо-минеральное сырье на сапропелевой основе ОМС, кислоторастворимую добавку - доломитовый порошок и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:
органо-минеральное сырье
(в пересчете на сухое вещество)
10-13
доломитовый порошок
20-25
вода
остальное.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению скважин перед проведением ремонтных работ.
Известен способ глушения скважин путем замены скважинной жидкости на водный
раствор неорганической соли хлористого натрия или кальция. Применение этого способа
приводит к уменьшению проницаемости пород призабойной зоны скважины, резкому
увеличению насыщенности пласта водой и снижению относительной фазовой проницаемости по нефти, кроме того, в смеси с нефтью вода образует высоковязкие эмульсии,
смешение же с пластовыми водами приводит к нарушению химического равновесия и выпадению солей, при взаимодействии с водочувствительным минералом происходит изменение их объема и изменение пористости пласта [1].
Наиболее близким к предлагаемому решению является способ глушения скважин, основанный на использовании глинистых растворов [1]. Недостатком этого способа является набухание и коагуляция глинистых частиц при соприкосновении с пластовой жидкостью в поровых каналах пласта и снижение их проницаемости вплоть до необратимой
кольматации [2]. Необратимость кольматации коллектора увеличивается, если глинистый
раствор содержит баритовый утяжелитель [1].
BY 7613 C1 2005.12.30
Задача изобретения - создание способа глушения скважины путем использования раствора, включающего органо-минеральное сырье на сапропелевой основе (OMC) и кислоторастворимую добавку - доломитовый порошок. При фильтрации жидкости глушения
образуется кольматирующий слой, который легко разрушается под действием кислоты.
Закачку жидкости глушения (ЖГ) осуществляют агрегатом в затрубное или трубное
пространство насосно-компрессорных труб (HKT) в зависимости от способа эксплуатации
скважины и продавливают на забой скважины, обеспечивая полное перекрытие продуктивного пласта. При этом в случае частичного заполнения скважины ЖГС жидкость скважины может использоваться как продавочная.
При подготовке ЖГС к глушению скважины плотность ее должна быть не менее чем
на 100 кг/м3 больше плотности скважинной жидкости для обеспечения кольматирующего
эффекта. Разность плотностей ЖГС и скважинной жидкости будет создавать репрессию,
обеспечивающую кольматацию проницаемого пласта и тем самым надежно перекрывать
каналы фильтрации.
После проведения ремонтных работ ЖГС в скважине заменяют на жидкость меньшей
плотности, снижая репрессию на продуктивный пласт до полной декольматации проницаемых каналов. В случае невозможности создания необходимой депрессии для разрушения кольматирующего слоя (механизированный способ добычи нефти) декольматацию
каналов фильтрации осуществляют кислотной ванной с последующим циклом освоения
скважины методом создания депрессии.
Репрессия на пласт и кольматирующая способность ЖГС установлена экспериментальным путем в результате лабораторных исследований.
Проникновение фильтрата растворов в пласт при статической и динамической фильтрации зависит от сжимаемости фильтрационной корки под воздействием перепада давления и дисперсности слагающих ее частиц. Проницаемость корки приобретает постоянное
значение при перепадах давления выше 3 МПа, когда ее уплотнение близко к предельному. Исходя из этого, плотность ЖГС должна быть не менее чем на 100 кг/м3 больше плотности скважинной жидкости [3].
Кольматирующая способность ЖГС определялась на установке, позволяющей в результате перепада давления фильтровать через проницаемый образец различные исследуемые растворы. В качестве проницаемого образца использовался кварцевый песок с
размером частиц от 0,3 до 0,15 мм с постоянной проницаемостью по керосину в пределах
25 мкм2. Такая проницаемость позволила оценить влияние жидкостей с твердой фазой и
без нее на закупорку каналов фильтрации.
Проницаемость определялась по времени истечения жидкости через образец в количестве 1,5 объема его пор. Коэффициент восстановления проницаемости образца определялся как отношение проницаемости после воздействия раствора на образец к проницаемости
до его воздействия.
В табл. 1 представлены данные, показывающие как изменяется коэффициент восстановления проницаемости (Квп) после воздействии на образцы различных жидкостей.
Таблица 1
Восстановление проницаемости образцов после воздействия на него
различных растворов
Коэффициент восстановления
Состав раствора
проницаемости образцов
Раствор NaCI (рассол)
0,68
Раствор CaCL2 (30 %-й)
0,66
Товарный реагент Лигнопол
0,03
5 %-й водный раствор КМЦ
0,58
Обратная эмульсия
0,43
Пресный 7 %-й палыгорскитовый раствор
0,88
Пресный 7 %-й палыгорскитовый раствор, обработ. КМЦ
0,83
Раствор на основе OMC (13 % твердой фазы)
1,00
2
BY 7613 C1 2005.12.30
3
12 % р-ра
HCL
воды
проницаемость,
мкм2
При этом OMC - органо-минеральное сырье на сапропелевой основе, выпускается в
Беларуси по ТУ РБ - 05884759-001-97. Как видно из данных, наибольший Квп достигается
в случае использования раствора на основе OMC.
В табл. 2 представлены данные по изменению Квп в зависимости от концентрации
OMC в составе раствора.
Таблица 2
Восстановление проницаемости образцов после воздействия на них
растворов на основе OMC
Показатели раствора
Коэффициент восстаСостав раствора
новления проницаемоФильтрация,
Вязкость, с
сти образца
см3/30мин
Раствор на основе OMC (13 % т.ф.)
3
56
1,00
Раствор на основе OMC (11,25 % т.ф.)
4
48
1,00
Раствор на основе OMC (10 % т.ф.)
4
40
0,95
Раствор на основе OMC (9 % т.ф.)
5
30
0,75
Раствор на основе OMC (7,5 % т.ф.)
6
25
0,73
Раствор на основе OMC (5 % т.ф.)
7
20
0,67
Раствор на основе OMC (3,75 % т.ф.)
8
17
0,56
Наилучшие технологические и кольматирующие показатели достигнуты при 10-13 %ных концентрациях OMC в растворе. При этом раствор обладает небольшой фильтрацией,
плотностью и Квп = 1,00. Процесс разрушения фильтрационной корки (кольматирующего
слоя) под действием 12 %-го раствора соляной кислоты показал, что разрушение идет
медленно и не активно (см. табл. 3).
Таблица 3
Влияние состава ЖГС на восстановление проницаемости образцов
Характеристика
Фильтрация через
Параметры ЖГС
проницаемого
корку ЖГС,
Коэфф.
образца
см3/30мин
восставоды поСостав ЖГС Фильтновлен.
Вяз- Плот- Жидкость
сле дейпрониц.
рац.,
кость, ность, заполнествия
образца
см3/
с
г/см3
ния
12 %
30мин
HCL
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
7 %-й глин. р-р
30
25
1,06 Керосин
10
0,88
(известный)
7 %-й глин. р-р
30
25
1,06 Керосин
25
0,83
(известный)
7 %-й глин. р-р
30
25
1,06 Керосин
60
0,44
(известный)
7 %-й глин. р-р
5
40
1,06 Керосин
10
0,85
+ 1 % КМЦ
7 %-й глин. р-р
5
40
1,06 Керосин
25
0,75
+ 1 % КМЦ
7 %-й глин. р-р
5
40
1,06 Керосин
60
0,40
+ 1 % КМЦ
10 %-й OMC
4
40
1,03 Керосин
25
0,95
2
10
8
10 %-й OMC
3
46
1,13 Керосин
25
0,97
2
50
70
+ 10 % долом.
порошка
BY 7613 C1 2005.12.30
Продолжение табл. 3
1
10 %-й OMC
+ 15 % долом.
порошка
10 %-й OMC
+ 20 % долом.
порошка (предлагаемый)
10 %-й OMC
+ 25 % доломит. порошка
(предлагаемый)
10 %-й OMC
+ 15 % доломит. порошка
10 %-й OMC
+ 15 % доломит. порошка
10 %-й OMC
+ 20 % доломит. порошка
(предлагаемый)
2
3
3
50
4
1,15
5
Керосин
6
25
7
1,00
8
2
9
65
10
полная за
30 мин
2,5
53
1,17
Керосин
25
1,00
2
75
полная за
30мин
2,5
56
1,2
Керосин
25
1,00
2
3
50
1,15
Керосин
10
1,00
3
50
1,15
Керосин
60
0,65
2,5
53
1,17
Керосин
60
1,00
полная полная за
за
10 мин
20мин
Для увеличения разупрочнения кольматирующего слоя в раствор был введен доломитовый порошок, выпускаемый по СТБ 1417-2003. Как видно из представленных данных,
добавка доломитового порошка усиливает кольматирующий эффект ЖГС и обеспечивает
разрушение кольматирующего слоя после кислотного воздействия. Из таблицы видно, что
оптимальное количество доломитового порошка в растворе ЖГС составляет 20-25 %.
Источники информации:
1. Рябоконь С.А., Вольтерс А.А., Сурков А.Б., Глушенко B.H. Жидкости глушения для
ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта // Обзор, информ. Сер.
Нефтепромысловое дело. - Вып. 19. - M.: ВНИИОЭНГ, 1989. - С. 16-17.
2. Выжигин Г.Б., Кривоногов А.М., Жаринов П.Г. Необратимость снижения проницаемости пород при воздействии бентонитового бурового раствора // НТИС. Нефтепромысловые геология, геофизика и бурение. - M.: ВНИИОЭНГ, 1984. - № 9. - С. 19-21.
3. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов. - M.: Недра, 1979. С. 111-113.
Национальный центр интеллектуальной собственности.
220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
1
Размер файла
132 Кб
Теги
by7613, патент
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа