Буферная жидкость

 

БУФЕРНАЯ ЖИДКОСТЬ дпя разделения бурового и-цементного растворов , Содержащая карбоксикштигшелпюлозу , .кальцинированную или каустическую соду, лигнин и воду, отличающаяся тем, что, с целью предотвращения кс агуляциошюго загустеваЕия контактных зон буферной жидкости с разделяемыми растворами при высоких температурах (до 175°С), она дополнительно содержит шхтрилотриметилфосфоновую кислоту при спедукяцем соотношении иш редиентов, вес. %: Лигнин10,6-12,0 Карбоксиметилцеппю0 ,1 -0,5 лоза Кальцинированная или каустическая 0,5-3,0 сода Нитрилотрим)дтилк (Л фосфонЬвая кислота 0,О2-0,5 с Вода Остальное

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН . (19) (1И, 9(У) Е 21 В 33/138

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ н лато скомв саидктальствм

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21 ) 3400535/23-03 (22) 19.02.82 (46) 30.06.83. Бюп. М 24 (72) B.Å..Àõðèìåíêî, А.И; Булатов, А.К,.Куксов, r. Н.Лыяко, P. Ф. Уханов, Т.В. Шамина и В.М.Лимановский (71) Всесоюзный научноисспеаоватепь ский институт по креплению скважин и буровым растворам (53) 622.245.44 (088.8) (56) 1. Баранов В.Н. и др. Временная инструкция по применению буферны» сиотем при. цементировании обсааных копонн.

Краснодар, 1975, с. 21.

2. Авторское свидетельство СССР

% 721522, кд. Е 21 В ЗЗ/138, 1977 (прототип) . (54)(57) БУФЕРНАЯ ЖИДКОСТЬ аля разделения бурового и -цементного раст воров, соаеркащая карбоксиметиппеппюпоэу, капьцинированную ипи каустическую соду, пигнин и воду, о т и и ч а— ю m а я с я тем, что, с целью предотвращения коагупяционного загустевания контактнык зон буферной жидкости с раздепяемыми растворами при высокик температурах (до 175 С), osa аоцопни тепьно соаерисит нитрипотриметипфосфоновую киспоту при. спеаующем соотноше. нии ийгреаиентов, вес.%:, Лигнин 10,6 1 2,0

Карбоксиметипцеппю поза 0,1 -0,5

Капьцинированная ипи каустическая сода 0,5««3,0

Нитрипотриметилфосфоновая кислота 0,02-0,5, Воаа Остапьное

1025870

Поставпенная цель достигается тем, что буферная жидкость дпя разделения бурового и цементного растворов, содержащая карбоксиметипцеппюпозу, капьцини5 рованную ипи каустическую соду, аигнин и воду, допопнитепьно содержИт нитрипотриметилфосфоновую киспоту при сггедующем соотношении ингредиентов, вес.%:

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к цементированию обсадных колонн.

Известна буферная жидкость дпя разделения бурового и цементного растворов при цементировании обсадных копонн, содержащая карбоксиметипцеппюлозу, капьцинированную соду„ воду и утяжепитель (1).

Недостатками атой буферной жидкости являются высокая вязкость ее контактной зоны с цементным раствором и сокращение его сроков схватывания.

Наибопее близкой к предлагаемой является буферная жидкость, содержащая, вес.%: карбоксиметипцеппюпозу 0,20.0,35; кальцинированную ипи каустическую соду0,20-0,35; утяжепитепь 28,0053,80; пигнин 4,20-6,60; азотнокислый хром 0,20-0,35 и воду - остальное $2), Недостатком известной буферной жид кости. является сипьное коагупяционное загустевание ее контактных зон с разделяемыми буровым и тампонажиым Юраствэрами при температурах выше 100 С.

Uerrrь изобретения - предотвращение коагупяционного загустевания контактных эон буферной жидкости с раздепяемыми растворами при высоких температурак (до 175 С).

0,1-0,5!

Нитрипотриметилфосфоновая кислота . (НТФК) представляет собой бепый порошок, хорошо растворимый а воде.

При высокой температуре активные

25 центры эпементарного. звена пигнина ста- новятся очень реакционно способными, бпагодаря чему легко протекают электрофипьные реакции замещения с молекулами НТФК (по схеме), что предотвращает

ЗО деструкцию лигнина

С80НО2Н5

lI ооо оси, 3 щук СН> СИОН и, " си-1-о с и f с

О

//gal 2

1 и Сф снОЦ,Г ,5 2 !

QH он

5 2

СИОН

Сй Н5

+би о оси оси

OG 8

OCR

Выдеп |ющаяся в процессе химическо 55 го взаимодействии вода явпяется допопнитепьным разжижитепем. При отсутствии молекул НТФК активные центры звеньев пигнина взаимодействуют с поливалент

P-OH СН 0

СИ, (+ 9 — СН

2. оси

Саню СН2

} но- F -owed o и

Лигнин 1 0,6-1 2,0

Карбоксиметипцвппюпоза

К а пьцинирова ниая ипи каустическая сода 0,5-3,0

Нитрипотриметипфосфоновая киспота 0,02-0,5

Вода 3ста льнов ными ионами, входящими в кристаппичвокую решетку гпинистых минерапов, с образованием нерастворимых компонентов, что в цепом сопровождается повышением вязкости раствора:

H СО

Дн с -CH г он

Π— Af — О снонс и оси осн снонс и

СНОМ С Н СО

ОСИ

Т а б пина 1

23 С

0,02

20.

0,2

20

0,3

l9

0,5

27

23

1 60 С

0,02

32

34

0,2

0,3

0,5

30

Качество предпагаемой буферной жидкости оценивают по вязкости смесей, образованных ею с минерапизованными буровыми растворами, взятых в разпич ных соотношениях, и по ее впиянию на время загустевания тампонажных растворов.

Пластическую вязкость бурового раствора, буферной жидкости и их смесей определяют при различных температурах с помощью вибранионного вискозиметра BBH-3, а время загустевания тампэнажных растворов и их смесей с буфер ной жидкостью - с помощью консистс

15 метра KU-3., В табл. 1 приведено изменение пластической вязкости буфбрной жидкости и ее смесей с буровым раствором в зави-. симости от коннентраний НТФК при 23 и 160 С; в табп. 2 - зависимость вяэкости, буферной жидкости, минерапизовавного бурового раствора и их смесей от . температуры (минерализания бурового раствор 300 гlп); в табп. 3 - влияние буферной жидкости на время загустевания тампонажных растворов при 175оС.

1025870

Табпина 2

Ь;с

" cn

75 100

125 бурового раствора

40 буферной жндкостн

+0,02% НТФК

8 буферной жндкостн

+0,5% НТФК

30 смеси буферная жидкость: буровой раствор 1: 9 38

23 26

39 смеси буферная жидкость: буровой раствор 1; 1 18

Та б лнца 3

Время загустева-. Консистенция

Буферная жндкость Тампонажный раствор ння, мнн растворов

Густая паста

УШЬ-120; 0,1% ССБ;

О,1% KCyО

В/Ц - 0,33

Без жидкости

Лигнин, сода, KNU+0,5% НТФК

Жидкий

Густая паста

140

То же

Прототип

Без жидкости

ШПЦС- 200; 0,1% ССБ;

0,1% KC Î

В/Ц 0,43

Лнгннн, сода„

; KNI1+ 0,02% НТФК

160

Жидкий

Густая наста

То оке

Прототип

Из прнведенных табпнц спедует, что предпагаемый состав не образует с мннерапизованнымн буровыми растворамн высоковязкнх смесей н не сокрашает времени загустевання тампонажных раствоо ров в Интервале температур 20 - 175 С.

Седнментацнонную устойчивость термосопестойкой буферной жидкости оценивают по измененнк ппотностн цоспе ее утяжепення. Утяжеление ведут барнтом нпн по150 175

38 47

9 6

8 . 10 вышеннем концентфаани раствора сопи.

Затем жидкость запивают в седнментацнso онный цнпнндр н оставляют в покое. Через 15 мнн спиваю1 верхнюю н нижнюю часты растворов н определяют их плот ность. Снстема считается седнментацнонно устойчивой,.еспн измененне ее плотИ ности не превышает 0,1 г/см-

В табл. 4 прнведены данные, характернзуюшие седиме нтацнонную устойчивость предлагаемой буферной жндкостн.

1025870

Таблица 4.

Устойчивость буферной жидкости hp за период, ч

0,5

10 15 20

0,02

0,03

0,028

0,03

0012 002

0,03

0,04

0,63.

0,03

0,04

0,008 0,0 j.

0,03.

0,07

Составитель В, Ягодин

Редактор Л. Филь Техред И.Гайду Корректор А. Повх

Заказ 4521/27 Тираж 603 Подписное

БНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Из табл. 4 следует, что предлагаемая буферная жидкость обладает способностью удерживать утяжелитель во взвешенном состоя нии, Таккм образом, применение предлагаемой буферной жидкости, позволит повысить качество лементирования затрубного

HpocTpaacTsa, исключить опасность осложнений при цементировании скважин в указанном интервале температур и даст значительный экономический эффект, так как сократит затраты времени на подбор ре1> пептур буферных жидкостей перед каждым ,пемеитированием и предотвратит значи тельные потери буровых и тампоиажных растворов изза коагуляиии при их смешиваниие

Кроме того, предлагаемый состав может применяться для обработки буровых растворов, так как он снижает вязкость последних, а также для глушения скважин, так как обладает хорошей подвиж ностыо, седиментапионной устойчивостью и регулируемой плотностью.