SU1493770A1 - Способ освоени скважины - Google Patents
Способ освоени скважины Download PDFInfo
- Publication number
- SU1493770A1 SU1493770A1 SU874243480A SU4243480A SU1493770A1 SU 1493770 A1 SU1493770 A1 SU 1493770A1 SU 874243480 A SU874243480 A SU 874243480A SU 4243480 A SU4243480 A SU 4243480A SU 1493770 A1 SU1493770 A1 SU 1493770A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- water
- well
- chemical additives
- fluid
- viscosity
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей пром-ти. Цель изобретени - повышение эффективности освоени за счет возможности предотвращени пробкообразовани в призабойной зоне скважины (С). Перед заменой жидкости (Ж), заполн ющей С, в качестве одной из которых используют буровой раствор (БР), а в качестве другой воду, отбирают часть Ж, заполн ющей С, и в нее и в такую же часть вытесн ющей Ж ввод т химические добавки, обеспечивающие структурно-механическую устойчивость БР. Спускают в С колонну насосно-компрессорных труб и производ т последовательную закачку в трубное или затрубное пространство Ж с химическими добавками. Затем закачивают в С остальную часть вытесн ющей Ж до полной замены ею скважинной Ж. Тип и количество химических добавок дл воды определ ют таким образом, чтобы эффективна в зкость обработанной порции воды была не ниже эффективной в зкости БР. Эффективную в зкость дл БР определ ют из выражени *98Nб.р=*98N+[F(D-D)2(D+D)Τ0]/24.106.Q, где *98Nб.р и *98N - соответственно эффективна и пластическа в зкости БР, П, D и D - соответственно внутренний диаметр обсадной колонны и наружный диаметр насосно-компрессорных труб, Τ0 - динамическое напр жение сдвига, мг/см2, Q - производительность насосного агрегата, л/с. 2 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относитс к нефтегазо- добыва 01цей промышленности, в частности к способу освоени скважин.
Цель изобретени - повьш1ение эф- фектир юсти освоени за счет возможности Предотвращени пробкообразовани 3 призабойной зоне скважины.
Способ осугцествл ют следующим образом .
Перед заменой жидкости, заполн ющей скважины, на вытесн ющую жидкость.
в качестве одной из которых использу ют буровой раствор, а в качестве другой воду, отбирают часть жидкости, заполн ющей CKBa; :iiiry, и в нее и в такую же часть вытесн ющей жидкости ввод т xiiMH4ecKHe добапки, обеспечивающие структурно-меха1Г ческую устойчивость бурового раствора. Далее в скважину спускают колонну насосно- компрессорньгх труб и производ т в трубное или затрубное пространство
скважины последопательную закачку жидкостей с пведенньми в них химическими добавками. Затем закачивают в скважину остальную 4acTii вытесн ющей жидкости до полной замены ею скважинной жидкости. Минимальные объемы порций обрабатьгааемых жидкостей устанавл1тают равным 1 м. Тип количество химических добавок дл воды определ тат таким образом, чтобы эффект1ганал в зкость обработанной порции воды была не ниже эффективной в зкости бурового раствора. Эф(})ективную в зкость бурового раствора определ ют из выражени
и +
frp-d)(D+d) - o
()
5.р
D И d где 1 к о и ч - соответственно эффективна и пластическа в зкости бурового раствора, П; соответственно внутренний диаметр обсадной копонны и наружный диаметр насосно- компрессорньгх труб, мм;
fjj - динамическое напр жение сдвига, мг/см ; Q - производительность насосного агрегата, л/с.
Дл порции бурового раствора тип и количество химических добавок выбирают при
t , г - 0,1-0,3% - негидролизованного акрилового сопоЗс о
лимера;
- 110-130 С - 0,1-0,3% - гашеной извести; t 30.6 lAO-ZOO C - 0,1-0,3% - гашеной извести и 1,5-2%.- гипса
или цемента, где t - забойна температура.
Дл порции воды тип и количество химических добавок определ ют при t g до 100°С и вьпие 100° С - 1-6% полисахарида ШЦ-600 (ЮЩ-УОО) или А-15% конденсированных пщролизован- ных лигносульфонатов ФХЛС. Обработка порций воды и бурового раствора добавками и установка в зкости обработанной порцш воды не ниже в зкости обработанной порции бурового раствора позвол ет сохранить структурный режим течени бурового раствора и предотвратить выпадение умножител ид него в осадок„ Выражение дл расчета эффективной в зкости бурового раствора вьшод т из формулы, котора св зьшает эффективную св зь с пластической
U.p 1
eodn 6V
(2)
где df, - приведенный диаметр, см;
см
V - скорость -. с
Дл расчета эф(1)ектив1юй в зкости жидкости при ее течении в кольцевом пространстве в выражение (2) вместо приведенного диаметра d ,, подставл ют разность диаметров (D-d) - внут
реннего обсадной колонны и наружного НКТ соответственно
€o(D - d)
Ч.р- Ч - -6V--- (3)
Скорость течени определ ют из
выражени V
Q. .о.,)
ID ;d) 1i)D -d
В выражение (3) подставл ют выражение (4)
п -н
uliD-d н1 6-4Q
) (D+dH)f 24Q
(5)
С учетом того, что в уравнение (5) D, d ввод т в мм, а Q - в л/с, то при переводе их в см и соответственно получают выражение (Г) дл расчета эффективной в зкости бурового раствора.
Пример 1. При Т ,„5 100°С.
После получени притока из объекта испытани в интервале 2618-2570 м воду в обсаженной скважине замен ют
5
на буровой раствор плотностью 2,06 г/см . Иредпарительно в лабора- торнмх услови х нл ротацион ом вискозиметре ВСН-2М определ ют, что после обработки раствора 0,1% неги/фоли- зованиого сополимера М-1Д (порошкообразного ) при величина эффективной в зкости раствора равн етс 266 сП, что соотвотстпует расчету. Значени расчетной эффективной в зкости воды, равной 275 сП, добиваютс после добавки в нее 1,5% КМЦ-600, Такими же добавкаь;и oPpariaii.iBaiOT контактируюР1ие порп,ии (по 1,2 м- ) бурового раствора и воды, в затруб- ное пространство закачивают обработанные объемы воды и раствора, л затем воду в объеме СКВРЖИНЫ амон ют на раствор.
Пример 2. В скважине (Т, ,;
0 100 с) после испытани последчего объекта в ш герваче 3065-3047 м до установки цег ентного мосто г амен ют воду на (Дуровой раствор плот)остью 2,12 г/см.
Расчетом (по формуле) определ ют что дл обеспечени структу 5иого рп- жима течени бурового раствора величина его в зкости должна быть 260 сП Такой вел1гчины достигают после ввода н раствор 0,3%-ного со- поли1-1ера М- при увеличении температуры цо . Измерение Ч р про .извод т с ПОМО.11;1-Ю ВСН-2М .
Пробу воды обрабатывают 1,6% КМЦ-600 и получают величину в зкости воды равную 280 сП.
Дл обеспечени расчетн1:1Х значений ч (, р в услови х забо11ной температуры контактирующие порции бурового раствора (1,3 м- ) и воды (1,2 f) обрабатывают указанными добавками, пор и.ии закачивают в скважину и затем замен ют воду в полном объеме скважины на буровой раствор.
Пример 3. В скважине (Tj,5 1 ) после испытани объекта в интервале 3371-3305 м воду в скважине замен ют на буровой раствор плотностью 2,12 г/см . Расчетным путем утанавлипают, что дл предупреждени пробкообразовани в скважине величина бурового раствора должна равн тьс 385 сП, В лабораторных услови х (на ВСН-2М) устанавливают, что такое значение дл Т достигаетс за счет добавки 3%-ной гашеной извести. Величина в зкости дл
93770б
воды должна быть не шг.-ке величины 1 а бурового раствора, что обеспечиваетс добавкой 5% ФХЛС к воде
Указанными добавками обрабатывают контактирующие порции коды (1,1 ) и бурового раствора (1,2 м ), последовательно закачивают их в затрубное пространство, а затем буровым раство- гу ром замен ют всю году в скважине.
Пример А, В скважине
(Т
JO S
140 С) после испытаьш объекта в инте)вале 4150-4210 м воду замен ют на буровой раствор плотностью
5 2,05 г/см дл обработки пласта кислотой . Определ ют (по формуле), что дл успешной заме}1ы воды ка раствор величина l -контактируглцей порции раствора должна быть равной.448 сП,
Q В лаборатории с помо1 1ью вискозиметра ВСП-2М устанавлиБлют, что такое значение 1 {.р 7ШЯ условий Т , - 140 С достигаетс добавкой к раствору 0,1% 1 Л1 к;ной извести и 1,5% гипса. При
5 добавке к воде 6% ФХЛС получают I f.p 50 сП.
Дозированные добавки ввод т в контактирующие порции ВОДЬ (1,5 м ) и
раствора (1,4 м ), закачивают обра0 ботанные объемы в атрубное пространство перед иеобработаннььм буровым раствором, замест1 в воду л скважине полностью
Приме) 5„ В скважине (Т У 200°С) после испытани объекта в интервале 5737-5712 воду замен ют на буровой раствор плотностью 1,68 г/см (перед установкой цементного моста). Устгшанлипаьтт, что дл
Q успепной замены водь- s.p бурового раствора должна быть равна 1176 сП, а в лаборатории определ ют (на ВСН-2М), что така величина Ч s р достигаетс посЕ -те добавки в раствор 0,3% га- шеной извести и 27, портланд-цемента дл гор чих скважин. Величина в зкости 1190 сП у воды получаетс за счет .добавки к ней 6% га П|-700.
Claims (1)
- ,. Такие добавки в-вод т в контактирующие порции воды (1,4 м) и раствора (1,3 м), последовательно закачивают их в затрубное пространство, а затем воду в объеме скважины замен ют на буровой раствор. Формула изобретени1. Способ освоени скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессориых труб и замену заполн ющей скважину жндкости на вытесн ющую жидкость, в качестве одной нз которых иснользуют буровой раст- Dop, а в качестве другой воду, отличающийс тем, что, с целью новьшени эффектнпностн освоени за счет возможности предотвращени пробкообразовани в призабойной зоне скважи 1Ы, перед заменой заполн ющей скважнну Ж1ЩКОСТИ отбнрают ее часть и в нее и в такую же часть вытесн ющей жидкости тшод т химические добавки, обеспечивающие структурно- механическую устойчивость бурового раствора, а замену заполн ющей скважину жидкости осуществл ют путем последовательной за1 :ачки и скипжину жидкостей с введенными в них химнчес- кими добавками с последующе) закачкой остальной части вытесн юп1ей жидкости , при этом эффективна в зкость обработанной порции воды должна быть не ниже эффективной в зкости бурово- го раствора, а эффективную в з1состьЗоб 100°С -0,1 - 0,3% негидролизоваиного акриловогосополимера; ПО-130°С - 0,1 - 0,3% гашеной извести;эа8 140-200°С - 0,1 - 0,3% гашеной извести и 1,5-2% гипсаШ1И цемента,где t. jaj забойна температура.3. Способ по По 1, о т л и ч а - ю щ и и с тем, что в качестве химических добавок дн воды используют:бурового раствора определ ют из вы- ражеии15.to(D-dr (D+d) 0L4 .i. J.vX..«.B -2A10 QОп 55гдеi r и j - соответственно эффек - о. P тивна и пластическа в зкости бурового раствора, П;D и d -соответственно внутренний диаметр об- садтюй колонны и на- ру«)1ьп диаметр насос- но-компреесорных труб, мм; Гр - динамическое напр х(ение сдвига, мг/см Q - производительпость насосного агрегата, л/с о2„ Способ по Пс 1, о т л и ч а ю - щ и и с тем, что дл порции бурового раствора тт и количество хпми- ческ1тх добавок выбирают приполисахарид 1аЩ-600(КМЦ-700) -- 1-6% Ш1И конденсированные гидролизоианныс- лигносульфонаты ФХЛС - 4-15%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874243480A SU1493770A1 (ru) | 1987-02-16 | 1987-02-16 | Способ освоени скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874243480A SU1493770A1 (ru) | 1987-02-16 | 1987-02-16 | Способ освоени скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1493770A1 true SU1493770A1 (ru) | 1989-07-15 |
Family
ID=21303689
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874243480A SU1493770A1 (ru) | 1987-02-16 | 1987-02-16 | Способ освоени скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1493770A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1063825C (zh) * | 1995-01-25 | 2001-03-28 | 江汉石油学院 | 油田注入水处理方法 |
-
1987
- 1987-02-16 SU SU874243480A patent/SU1493770A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Наврушко П.И., Куранх.св В,М. Экснлу таци нефт ных и газовых скважин М,,: Недра, 1971, с. 31-32. Ами н В.А., Васильева Н.Г,, Вскрытие If освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1972, с. 320. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1063825C (zh) * | 1995-01-25 | 2001-03-28 | 江汉石油学院 | 油田注入水处理方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101328798B (zh) | 一种稠油开采的方法 | |
CN105863560B (zh) | 油井蒸汽热洗与化学药剂复合清蜡系统及复合清蜡方法 | |
RU2305762C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
US20160115785A1 (en) | Oil and Gas Fracture Liquid Tracing with Oligonucleotides | |
CN112347601B (zh) | 一种优化气井泡沫排水采气在线实时起泡剂加量的方法 | |
CN106593355A (zh) | 一种稠油油井清蜡解堵洗井装置及方法 | |
SU1493770A1 (ru) | Способ освоени скважины | |
CN1046988C (zh) | 稠油注汽热采井人工井壁防砂方法 | |
RU2342516C1 (ru) | Способ производства ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
Chasteen | Geothermal steam condensate reinjection | |
CN117432375A (zh) | 基于das的筛管完井水平井产出剖面监测物理模拟实验装置 | |
SU1627673A1 (ru) | Способ разработки нефт ной залежи | |
RU2713277C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2026954C1 (ru) | Способ промывки наклонно-горизонтальной скважины | |
US20210140286A1 (en) | Systems and methods of removing stagnant liquid from a hydrocarbon well | |
SU1484923A1 (ru) | Способ испытания газонефтяных и газоконденсатных скважин | |
SU1199903A2 (ru) | Способ бурени скважин с промывкой от осадка с использованием шламоуловител | |
CN2533259Y (zh) | 油井无污染洗井装置 | |
SU1423723A1 (ru) | Состав дл очистки скважины от песчаной пробки | |
Ólafsson et al. | Calcite scaling at Selfossveitur hitaveita, S-Iceland, when mixing waters of different chemical composition | |
SU1562436A1 (ru) | Способ освоени газовой скважины | |
SU787626A1 (ru) | Способ определени динамического уровн жидкости в скважине | |
SU700642A1 (ru) | Способ освоени скважины | |
CN1721496A (zh) | 含有机膦酸的油井酸化液 | |
SU391262A1 (ru) | ЖИДКОСТЬ дл ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН |