SU1423723A1

SU1423723A1 - Состав дл очистки скважины от песчаной пробки

Info

Publication number: SU1423723A1
Application number: SU864047225A
Authority: SU
Inventors: Джафар Нариманович Таиров; Назим Шамиль Оглы Алиев; Садияр Сади Оглы Ахмедов
Original assignee: Азербайджанский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1986-03-31
Filing date: 1986-03-31
Publication date: 1988-09-15

Abstract

Изобретение относитс к нефтедобы вающей пром-сти и позвол ет повысить эффективность состава за счет снижени его кольматирующих свойств при одновременном удешевлении. Состав содержит углеводороды и газ. В качестве углеводородов состав содержит отработанное машинное масло (ОММ), а в качестве газа - углекислый газ (УГ), в количестве 5-25% от объема ОММ. Перед закачкой указанной газожидкостной смеси добывающую скважину исследуют , а затем осуществл ют очистку песчаной пробки раствором. Дл его приготовлени в бомбу PVT загружалось определенное количество ОММ и УГ. Смесь выдерживалась при 25-30&deg;С. Затем с помощью мешалки УГ раствор лс в жидкости до момента установлени термодинамического равновеси . Коэффициент растворимости УГ в ОММ составил 1,67. 2 табл. С

Description

ГС

оо

N5

ОО

1

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам очистки песчаных пробок в нефт ных и газовых скважииых.

Целью изобретени вл етс повышение эффективности состава за счет снижени его кольматируюш,их свойств при одновременном удешевлении.

Сущность изобретени сводитс к следующему .

Перед закачкой газожидкостной смеси (отработанное машинное .масло и СО2) добывающую скважину исследуют. Опреде« л ют процентное содержание воды, в зкость нефти, статический уровень жидкости и высоту песчаной пробки в стволе скважины. При этом устанавливают степень открыти дыр перфорированной части обсадной колонны. При полном закрытии дыр фильтра против промываемого объекта спускают промывочные трубы за 4-5 м от поверхности песчаной пробки. Затем закачивают углекислый газ через затрубное пространство или через насосно-компрессорные трубы (НКТ) при давлении выше давлени растворени углекислого газа в компрессорном Mac:ie.

Таким образом, вьпие башмака НКТ в загрубиом пространстве создаетс подушка углекислого газа, предотвращающего поступление сюда газожидкостной смеси.

После этого начинают закачку в скважину непосредственно газожидкостной смеси с пе.чью очистки песчаной пробки пр мой или обратной промывкой.

При частично открытых дырах фильтра или при определенных поглощени х рабочей жидкости НКТ спускают совместно с гидравлическим пакером до необходимой глубины. Затем закачивают газожидкостную смесь. При этом гидравлический пакер изолирует затрубное пространство. Тем самым создаетс условие дл очистки песчаной нробки до забо скважины.

В результате экспериментов, проведенных с различными видами отработанных масел, установлено, что оптимальным вл етс добавление 5-25% СО2.

Основным параметром, по которому суд т о способности раствор тьс газа в жидкости, вл етс коэффициент растворимости (К).

Резул1 таты экснериментов сведены в табл. 1.

Как видно из табл. 1, значение К резко возрастает именно на участке от 5 до 25% (в 3-4,5 раза). В то же врем значение К дл 30% незначительно отличаетс от предыдущего. Минимальным объемом добавлени вл етс 5%.

Полученна на основании лабораторных экспериментов газожидкостна смесь (отработанное компрессорное масло и углекислый газ) при следующих параметрах: давление растворимости 4,2 МПа, температура 25% и содержание СО 5-25% от объема жидкости, закачиваетс в скважину дл очистки песчаных пробок.

В лабораторных услови х проведены экпериментальные исследовани условий растворимости СОа в отработанных дизельном и компрессорном маслах с целью применени смеси в качестве промывочной жидкости дл очистки песчаных пробок в нефт ных и газовых скважинах.

0Результаты опытов представлены в

табл. 2.

Эксперименты проводились на установ ке по исследованию свойств пластовых флюидов по следующей методике.

еВ бомбу PVT, термостатируемую при

пластовой температуре (в среднем дл песко- про вл ющих скважин 25-35°С), загружалось определенное количество отработанного масла (дизельного или компрессорного) или нефть. Затем добавл лось расчетное

0 количество углекислого газа (5-25% от объема жидкости). Смесь выдерживалась при температуре опыта. Затем с помощью мешалки в бомбе углекислый газ раствор лс в жидкости до момента установлени термодинамического равновеси (стабилизации давлени в бомбе). После этого проводилось дифференциальное разгазирование с целью определени давлений растворимости СО в жидкост х, коэффициентов растворимости , увеличени объема, в зкости,

Q плотности полученной смеси. Установка имеет насосы, создающие давление в гидравлической части бомбы, термостат, контрольно-измерительные приборы, манометры, термометры , устройство замера объемов газожидкостных систем.

5 Как видно из табл. 2, С02 лучще всего раствор етс в отработанном компрессорном масле, при этом давление растворимости 4,2 МПа, коэффициент раствори.мости 1,67 (дл примера: коэффициенты растворимости природных газов в нефт х Азербайджана

0 колеблютс в пределах 0,26-0,42).

Далее в табл. 2 представлены услови растворимости СО2 в нефт х и отработанном дизельном .масле. СО в этих жидкост х раствор етс несколько хуже, чем в отрабос танном компрессорном масле.

Давление растворимости составл ет 18,0-19,3 МПа, коэффициенты растворимости 0,87-1,2. Это, как видно, несколько вы- Hje, чем дл природных газов и нефтей, но ниже, чем дл СО2 и отработанного

0 компрессорного масла, что, видимо, св зано в первую очередь с в зкостными характеристиками жидкостей и их химическим составом (содержание смол, парафинов).

Claims

Формула изобретени

5 Состав дл очистки скважины от песчаной пробки, содержащий углеводороды и газ, отличающийс тем, что, с целью повышени эффективности состава за счет сии- .

жени его кольматирующих свойств при одновременном удешевлении, в качестве углеводородов он содержит отработанное

машинное масло, а в качестве газа углекислый газ, в количестве 5--25% от o6i,e ма отработанного машинного масла.

Отработанное дизельное масло + СО

Отработанное компрессорное масло + СО

Нефть + СО

19,3

70

18,0

15,6

4,2

70,0

Примечание: Рраег. - давление растворимости; f - газосодержание; К - коэффициент растворимости; b - коэффициент увеличени объема газожидкостной смеси; J - цлотность газожидкостной смеси; - в зкость газожидкостной смеси.

0,30 0,87 1,05

0,41 1,67 1,78

1,2 1,127

0,8

10

0,87 1,125

0,835 68

1,67 1,62

0,578 11