Раствор для глушения скважин Советский патент 1989 года по МПК E21B21/14 

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к растворам для глушения скважин.

Целью изобретения является повышение закупоривающей способности раствора при одновременном улучшении восстановления проницаемости продуктивных пластов.

Раствор содержит углеводородную жидкость и в качестве твердой фазы алебастр и асбест при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Алебастр5-30

Асбест3-5

Углеводородная

жидкостьОстальное

Для уменьшения адгезии со стенками заливочных труб при закачке в

скважину раствор содержит 0,1- 0,5 мас.% водорастворимого порошкообразного полимера, например, оксиметилцеллюлозы или карбоксиметилцеллюлозы или крахмала.

Для уплотнения временно кольматирующего слоя раствор содержит 0,5- 5,0 мас.% бентонитовой глины. Вместо асбеста могут быть использованы эквивалентные вещества - гипс или фос- фогипс.

Раствор готовят следующим образом.

П р и м е р 1. В емкость набирают 50 г алебастра и 38 г. асбеста. Вводят нефть или газовый конденсат или дизельное топливо до 1000 г. Пе,

ел

4 СО

О

со

31514903

емешивают 40-50 ffflH, затем закачивают в скважину.

Пример 2. В емкость набирают 125 г алебастра и 60 г асбеста. Вво- с дят нефть или газовый конденсат, шш дизельное топливо до 1000 г. Перемешивают 40-50 мин, затем заканчивают в скважину.

ПримерЗ. в емкость набира- 10 ют 300 г алебастра и 150 г асбеста.. Вводят нефть или газовый конденсат,, или дизельное топливо до 1000 г„ Пе- ремешивают 40-50 мин, затем закачи- вают в скважину. 15

Пример4..В емкость набира- ют 125 г алебастра и 60 г асбеста. Вводят нефть или гагювый конденсат или дизельное топливо до 500 г. Пе- ремешивают 40-50 мин, затем добавля- 20 ют 0,1-0,5 мас.% ШЦ, или ОЭЦ или Крахмала. Вводят нефть или газовый конденсат или дизельное топливо до 1000 г. Перемешивают 40-50 мин, затем закачивают в скважину.25

Пример5.В емкость набирают 125 г алебастра и 60 г асбеста,, Вводят нефть или газовый конденсат или дизельное топливо до 500 г. Перемешивают 40-50 мин, затем до- 30 бавляют 0,5-5 мас.% бентонитовой глины. Вводят нефть или газовый конденсат или дизельное топливо до 1000 г. Перемешивают 40-50 мин, затем закачивают в скважину.35

Примерб.В емкость набирают 125 г алебастра и 60 г . Вводят нефть или газовый конденсат или дизельное топливо до 5000 г. Перемешивают 40-50 мин, затем добав- 40 ляют 0,1-0,5 мас.% :ШЦ или ОЭЦ или крахмала и 0,5-5 мас.% бентонитовой глины. Вводят нефть или газовый конденсат или дизельное топливо до 1000 г. Перемешивают 40-50 мин, за- 45 тем закачивают в скважину.

Раствор исследован в лабораторных условиях. Способность закупоривать трещины исследовалась при продавли- вании состава через трапециальную щель. По величине давления продавки раствора судили об его эффективности Восстановление проницаемости продуктивных пластов определяли на естественном керне песчаника на уста- нрвке УИПК по известной методике.

50

55

Величину адгезии с згшивочными трубами определяли по величине давле4

ния прокачки раствора через металлическую трубку.

Уплотнение корки определяли по усилию вдавливания в корку сферического наконечника.

Вытеснение углеводородной жидкости производилось водой.

Результаты лабораторных исследований приведены в таблице.

Как видно из таблицы, оптимальный состав раствора содержит 5-30 мас.% алебастра, 3-15 мас.% асбеста и углеводородную жидкость.

Оптимальным является содержание в смеси 0,1-0,5 мас.% водорастворимой порошкообразной КМЦ или ОЭЦ или крахмала, а также 0,5-5 мас.% бентонитовой глины.

Уменьшение алебастра менее 5 мас.% и асбеста менее 3 мас.% не ликвидирует поглощения, увеличение алебастра более 30 мас.% и асбеста более 15 маСо% не позволяет прокачивать раствор в заливочные трубы из-за высокой вязкости. Уменьшение КМЦ, ОЭЦ и.крахмала менее 0,1% не снижает адгезию раствора со стенками заливочных труб, а увеличение более 0,5мас. не приводит к дальнейшему улучшению качества раствора.

Содержание глинопорошка менее 0,5 мас.% не уплотняет временно коль- матирующий слой, а увеличение более 5 мас.% сильно загущает раствор. Формула изобретения

1. Раствор для глушения скважин, содержащий углеводородную жидкость и твердую фазу, отличающий с я тем, что, с целью повышения закупоривающей способности раствора при одновременном улучшении восстановления проницаемости продуктивных пластов, он содержит в качестве твердой фазы алебастр и асбест при следующем соотношении компонентов, мае.%:

алебастр5-30

Асбест3-15

Углеводородная

жидкость .Остальное

2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что для уменьшения адгезии со стенками заливочных труб при закачке в скважину, он дополнительно содержит 0,1-0,5 мас.% водорастворимого порошкообразного полимера.

3. Раствор по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что для уплотнения временно кольматирующего

1514903

слоя он дополнительно содержит 0,5- 5,0 мас.% бентонитовой глины.

Продолжение таблицы /

Изобретение относится к бурению скважин. Цель изобретения - повышение закупоривающей способности раствора при одновременном улучшении восстановления проницаемости продуктивных пластов. Для этого в раствор, содержащий углеводородную жидкость, в качестве твердой фазы вводят алебастр и асбест при следующем соотношении компонентов, мас.%: алебастр 5-30

асбест 3-15

углеводородная жидкость остальное. Для уменьшения адгезии со стенками заливочных труб при закачке в скважину раствор дополнительно содержит 0,1 - 0,5 мас.% водорастворимого порошкообразного полимера, например, оксиметилцеллюлозы, крахмала или карбоксиметилцеллюлозы. Для уплотнения временно кольматирующего слоя раствор содержит 0,5-5,0 мас.% бентонитовой глины. Изобретение позволяет повысить эффективность глушения скважин и сократить время их последующего испытания. 1 табл.

6 93,7 6 93.7 - - - 0,3 - 60% нефти + 40% раствора ПАА (8%-ного) -i- 2% (от общего веса жидкости) гидрофобного мела+0,1% (от общего веса жидкости) сульфонола

70% нефти + 30% раствора ПАА (8%-ного) 45% (от об- щего веса жидкости) гидрофобного мела + 0,26 % (от общего веса жидкости) суЛьфонола 80% нефти + 20% раствора ПАА (8%-ного) + 90% (от общего веса жидкости) гидрофобного мела +0,5% (от общего веса жидкости) сульфонола

0,7 0,8

49 53

О 0,15

0,32

86 81

79