Раствор для глушения скважин
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.
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (19) (И) цц 4 Е 21 В
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Ю
Сл
>ВЫ
CO
Ю
СО
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР
К ABTOPCHGMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ
1 (21) 4245433/23-03 (22) 18.05.87 (46) 15. 10.89. Бюл. К- 38 (75) И.Ю. Харив (53) 622.243.144.3(088 ° 8) (56) Крылов В.И., Суленко Н.И. Борьба с поглощением при бурении сква- . жин. M.: Недра, — 1968, с. 129.
Авторское свидетельство СССР
В 554396, кл. Е 21 В 21/04, 1970. (54) РАСТВОР ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к бурению скважин. Цель изобретения — повьппение закупоривающей способности раствора при одновременном улучшении восстановления проницаемости продуктивных пластов. Для этого в раствор, содержащий углеводородную
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.%:
Алебастр 5-30
Асбест 3-5
Углеводородная жидкость Остальное
Для уменьшения адгезии со стенками заливочных труб при закачке в
2 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 позволит повысить эффективность глушения скважин и сократить времяих последую" щего испытания.3 з.п. ф-лы, 1 табл. скважину раствор содержит 0,10,5 мас.% водорастворимого порошкообразного полимера,.например, оксиметилцеллюлозы или карбоксиметилцеллюлозы или крахмала.
Для уплотнения временно кольматирующего слоя раствор содержит 0,55,0 мас.% бентонитовой глины. Вместо асбеста могут быть использованы эквивалентные вещества — гипс или фосфогипс
Раствор готовят следующим образом.
Пример 1. В емкость набирают 50 г алебастра и 38 r. асбеста.
Вводят нефть или газовый конденсат или дизельное топливо до 1000 г. Пе1514903
Величину адгеэии с эаливочныии трубами определяли по величине давлеремешивают 40-50 мин, затем закачивают в скважину.
Пример 2. В емкость набирают
125 г алебастра и 60 r асбеста. Вводят нефть или газовый конденсат, или дизельное топливо до 1000 r, Перемешивают 40-50 мин, затем заканчивают в скважину.
Пример 3. 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
Пример 4..В емкость набира ют 125 r алебастра и 60 r асбеста, Вводят нефть или газовый конденсат или дизельное топливо до 500 r. Пе. ремешивают 40-50 мин, затем добавля- 20 ют 0,1-0,5 мас.% КМЦ, или ОЭЦ или крахмала. Вводят нефть или газовый конденсат или дизельное топливо до
1000 г. Перемешивают 40-50 мин, затем закачивают в скважину.
Пример 5. 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 добавляют 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
Пример 6. В емкость набирают 125 r алебастра и 60 г асбеста.
Вводят нефть или газовый конденсат или дизельное топливо до 5000 r
Перемешивают 40-50 мин, затем добав- 40 ляют 0,1-0 5 мас.% КМЦ или ОЭЦ или крахмала и 0,5-5 мас.% бентонитовой глины. Вводят нефть или газовый конденсат или дизельное топливо до
1000 r. Перемешивают 40-50 мин, затем закачивают в скважину.
Раствор исследован в лабораторных условиях. Способность закупориват:ь трещины исследовалась при продавливании состава через трапециальную щель. По величине давления продавки раствора судили об его эффективности.
Восстановление проницаемости продуктивных пластов определяли на естественном керне песчаника на установке УИПК по известной методике. 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 ОЗЦ 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 мас.% не позволяет прокачивать раствор в заливочные трубы из-за высокой вязкости. Уменьшение КИЦ, 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 кольматирующий слой, а увеличение более
5 мас.% сильно загущает раствор.
Формула и з о б р е т ения
1. Раствор для глушения скважин, содержащий углеводородную жидкость и твердую фазу, о т л и ч а ю щ и йс 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, мас.%: алебастр 5-30
Асбест 3-15
Углеводородная жидкость Остальное
2. Раствор по п. 1-, о т л и— ч а ю шийся тем, что для уменьшения адгезии со стенками эаливочных труб при закачке в скважину, он дополнительно содержит О, 1-0 5 мас.%. водорастворимого порошкообразного полимера.! 514903
3. Раствор по пп. 1 и 2, и т— л и ч а ю шийся тем, что для уплотнения временно кольматирующего слоя он дополнительно содержит 0,55,0 мас.7 бентонитовой глины.
Показатели смеси
ДизельАсбест
Восста новление.
Газо- КМЦ ОЭЦ Крах вый мал конБентонитовая глина
Давление продавки атм
Давление прокачки атм
Нефт
Алебастр ное проницаемости, Х топденсат иво
2 94
3. 92
6 81,5
15 55
20 45
3
8
94
81,5
92
81,5
45
0 05
0,1 0,3
0,5
0,6
6
6
6
6.0,05
0,1
0,3
0 5
0,6
6 б
6
6
6
6 0,5
0,1
0,3
0,5
0,6 O,3
0 5
2,5
6
0,3
0 5
2,5
6
6
6 б
6
0,3
0,3
0,3
0,3
0;3
О-;3
0-,3
0-,3
0-,3
0,3
0,3
5
12,5 30.
35 .4
12,5
5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12;5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5 !
2,5 12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
81,45
81,4
81,2
81,0
80,9
81,45
81,4
81,2
81,0
80,9
81,45 .81,4 ,81,2
81,О
80,9
81,S
81,5
79,0
76,5
75,5
80,9
80,7
78,7
76, 2
75е2
87,5
94,0
81,2
81,2
87,5
87,2
87,2
93,7
Состав раствора, мас.7
1,5
9,8.
Не пр.
Не пр.
2,!
1,0
Не пр.
Не пр °
1э2
9,3
Не пр.
Не пр.
9,8
8,6
8,3
7,5
7,0
9,8
8,7
8,5
7,8
7,1
9,8
9,7
9,5
9,1
8,7
9,8
10, 1
15,3
Не пр.
Не пр.
9,5
9,8 15 7
Не пр.
Не пр.
3,4
1,2
8,3
8,5
2,1
2,2
2,7
0,9
0,7
1,0
1,6
2,3
3,1
2,7
1,1
1,7
2,4
3,2
0,7
0,6
0,9
1 3
1,6
1,6 .1,4
1,1
0,9
0,7
1,6
1 4
1,2
1,0
0,8
1,6
1,5
1,3
1,1
1,0
1,6
1, 8
2,1
2,4, 3,0
1,3
1,5
1,8
2,1
2,9
1,4
1 1
1,1
1,2
0,9
1,0
1,0
0,8
0,89
0,92
0,90
0,94
100 !
0,90
0,94
100:
100 !
00 97
96
94
: 17
44
100 26
28.
1514903
Продолжение таблицы г
Состав раствора, мас.Х
Показатели смеси
Газо- КИЦ ОЭЦ вый
Н ефть ДизельАсбест
Крах- БенАлебастрр
Давление продавкн атм
Давление прокачки атм
Восстановлениее мал тонитовая глина ное конпроницаемости, денсат топливо
6 93,7 0i3
6 93,7 0,3
60Х нефти +40Х раствора ПАА (8%-ного) +2X (от общего веса жидкости) гндрофобного мела + 0,1% (от общего веса жидкости) сульфонола
70% нефти + 30% раствора ПАА (8X-ного) + 45% (от об, щего веса жидкости) гидрофобного мела + 0,26 Х (от общего веса жидкостй) сульфонола
80Х нефти + 20X раствора ITAA (8X-ного) + 90X (от общего веса жидкости) гидрофобного мела + 0,5% (от общего веса жидкости) сульфонола
090749
0,9 0,8 53
86
0,15 81
0,32 79
Составитель Л. Бестужева
Техред A.Кравчук Корректор С, Черни
Редактор О. Спесивых
Заказ 6204/33 Тираж 514 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР
113035Ä Мос ква, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Производственно-издательский коибииат "Патент", г.ужгород, ул. Гагарина,101
