Порошкообразная смесь для приготовления буферной жидкости

 

ПОРОШКООБРАЗНАЯ СМЕСЬ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БУФЕРНОЙ ЖИДКОСТИ, содержащая щелочь, карбоксиметилцеллюлозу и лигнин, отличающаяся тем, что, с целью повышения ее солестойкости , термостойкости и разжижающей способности, она дополнительно содержит нитрост - продукт окисления трудногидролизуемых полисахаридов и лигнина при следующем соотношении компонентов, мас.°/о: Нитрост - продукт окисления трудногидролизуемых полисахаридов и лигнина 0,10-89,7 Щелочь0,1-8,0 Карбоксиметилцеллюлоза 0,1-2,0 ЛигнинОстальное (Л

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИИ

Всю E 21 В 33/138

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ(СВИДЕТЕЛЬСТВУ

CO

Ж

CA 3 сО

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

Il0 ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 3497515/23-03 (22) 06. 10.82 (46) 23.05.84. Бюл. № 19 (72) В. Е. Ахрименко, А. Е. Егоров, В. И. Каменный, М. Н. Раскин, P.Ô. Уханов и Т. В. Шамина (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (53) 622.245.44 (088.8) (56) 1. Катенев Е. П. и др. Термосолестойкая буферная жидкость с регулируемым удельным весом и пониженной водоотдачейВ кн.: Научные основы получения и применения, промывочных жидкостей и тампонажных растворов. Материалы III Респуб—.ликанской конференции, ч. 1, Киев, «Наукова думка», 1974, с. 178-182.

2. Уханов P. Ф. и др. Результаты испытания буферной жидкости на основе порошкообразного материала. РНТС

ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение», 1981, № 1, с. 31 (прототип);,.SUÄÄ 1093793 A (54) (57) ПОРОШКООБРАЗНАЯ СМЕСЬ

ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БУФЕРНОИ

ЖИДКОСТИ, содержащая щелочь, карбоксиметилцеллюлозу и лигнин, отличающаяся тем, что, с целью повышения ее солестойкости, термостойкости и разжижающей способности, она дополнительно содержит нитрост — продукт окисления трудногидролизуемых полисахаридов и лигнина при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Нитрост — продукт окисления трудногидролизуемых полисахаридов и лигнина 0,10 — 89,7

1Целочь 0,1 — 8,0

Карбоксиметилцеллюлоза 0,1-2,0

Лигнин Остальное

1093793

Изобретение относится к области бурения и крепления нефтяных и газовых скважин.

При цементировании скважин, пробурен- ных на буровых растворах высокой плотности, необходимо применять буферные жидкости, способные удерживать утяжелитель и предупреждать его выпадение в зонах смещения с буровыми и тампонажными растворами.

Известна рецептура буферной жидкости, 10 способной удерживать утяжелитель. В состав ее входят 3 — 5О/q-ный водный раствор модифицированного крахмала, 0,15-0,2О/р окзила или 0,5О/р реагента Л-6 и наполнитель — цемент или тампонажная смесь (1).

Недостатками этой. буферной жидкости являются сложность состава и технологии приготовления, время приготовления ее в условиях буровой составляет 6-8 ч, при этом необходимо использовать горячую воду.

Наиболее близкой к изобретению является порошкообразная смесь БП-100 для приготовления буферной жидкости, содерЖащая 82,5/о агритуса или лигнина, 16/окальцинированной соды и 1,5О/р карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ вЂ” 600) . Буферная жидкость на основе такого материала готовится путем смешивания его с водой в отношении

1:3. После одночасового перемешивания смеси в цементировочном агрегате получается структурированная система, способная удерживать утяжелитель (2).

Недостатком буферной жидкости из известной порошкообразной смеси является то, что она может применяться для вытеснения буровых растворов с низкой минерализацией (до 1 /o) из скважин с температу; 3 рой до 100 С, так как при большей минерализации и температурах выше 100 С контактирующие жидкости образуют вязкие, труднопрокачиваемые смеси.

Целью изобретения является повышение солестойкости, термостойкости и разжижа- 40 ющей способности порошкообразной смеси.

Поставленная цель достигается тем, что порошкообразная смесь для приготовления буферной жидкости, содержащая щелочь, карбоксиметилцеллюлозу и лигнин, дополнительно содержит нитрост — продукт окис45 ления трудногидролизуемых полисахаридов. и лигнина при следующем соотношении компонентов, мас. о/О..

Нитрост — продукт окисления трудногидролизуемых полисахаридов и лигнина 0,1-89,7

Щелочь 0,1-8

КМЦ 0,1-2,0

Лигнин Остальное

Нитрост в сухом виде представляет собой порошок темно-коричневого цвета и является остатком производства комплексонов, состоящим в основном, из производных трудногидролизуемых полисахаридов в виде микрокристаллической целлюлозы.

Конкретные примеры приготовления порошкообразного материала и характеристики буферной жидкости на основе этого материала.

Пример !. Для приготовления порошкообразной смеси берут, кг: нитрост 1; ИаСОз8

КМЦ 1; лигнин 90. Полученная смесь тщательно перемешивается, а затем растворяется в воде в соотношении 1 3, и после

30-минутного перемешивания определяют реологические параметры буферной жидкости: (эффективная вязкость, мПа. с)

18; о (динамическое напряжение сдвига, Па) 0,86; УВ (условная вязкость, с) .28; В (водоотдача, см з/30мин) 12. При смешивании такой буферной жидкости с тампонажным раствором на основе цемента

УЦГ-200 в соотношении 1:9 образуется смесь, которая при 170 С загустевает за 200 мин, а смесь тампонажного раствора с буферной жидкостью на основе известного вещества, при тех же условиях загустевает за 135 мин. Тампонажный же раствор без буферной жидкости при данной температуре загустевает за 180 мин. Следовательно, буферная жидкость на основе предлагаемой смеси не сокращает времени загустевания тампонажных растворов.

Пример 2. Берут, кг: нитрост 45,5; Ма СО

4; КМЦ 0,5; лигнин 50. Эти компоненты тщательно перемешивают и затворяют водой в соотношении 1:4. После 30 минутного перемешивания получают буферную жидкость, имеющую следующие реологические параметры: g 12 мПа с; t 0,72 Па; УВ 32 с.

Полученная буферная жидкость не сокращает времени .загустевания тампонажных растворов при 170 С. Так смесь буферной жидкости на основе предлагаемой порошкообразной смеси с тампонажным цементом

УШЦ-200, взятая в отношениях 1:3 и 1:9, загустевает соответственно за 250 и 220 мин, а известная смесь с указанным тампонажным раствором загустевает за 105 и 90 мин соответственно, в то время как чистый тампонажный раствор за 150 мин.

Пример 8. Берут, кг: нитрост 87,89;

NaOH 0,1; КМЦ 2; лигнин 10,01. Смесь тщательно перемешивают и затворяют водой в соотношении 1:4. После 30-минутного перемешивания получается буферная жидкость с реологическими параметрами 1, 16м Па с; УВ27с7,0,86 Па; В 5cM /30мин.

Буферная жидкость указанного состава не вызывает коагуляции бурового раствора и не сокращает время загустевания тампонажного раствора. Так, если чистый раствор тампонажного цемента ШПЦС-200 загустевает при 170 C за 90 мин, то смесь тампонажного раствора с известным веществом в соотношении 9:1 загустевает за 80 мин, а смесь тампонажного раствора

1093793.с предлагаемой буферной жидкостью в указанном соотношении загустевает за 120 мин.

Солестойкость буферной жидкости, приготовленной из предлагаемой порошкообразной смеси, и влияние ее на буровой раствор оценивают по изменению вязкости как самих буферных жидкостей и бурового раствора, так и их смесей, взятых в различных соотношениях. Для этого берут высокоминерализованный буровой раствор, нагревают с помощью масляного термостата до разных температур, измеряют с помощью вибрационного вискози метра ВВН-3 вязкость буровых растворов и смешивают их в различных соотношениях с буферной жидкостью. Вязкость полученных смесей также определяют при разных температурах с помощью вибровискозиметра и сравнивают вязкость смесей с вязкостью чистых растворов. Результаты приведены в таблице.

10937S3

oolo oooIo oooIo oooIo ooo1oo со1о o1в n1 о o|со а се 1м nlrb л 1сч 4ю 4<->

Д ю а(в о(а л(а в(л! э сОФ сч сР а(а а(1 !а

o1o o e а1о л сч г фо ю1с сч г )1 1

oIo o1со

ole o)n

)g о о а

И.:Р

o(Ф o(o oIo

o o oIo o1o

Ю г LO IÞ (3 Ф

<ч сч1..Р У

А

1ч о о

Х сц

OILED О1Ф О1ж О1О o1ю м1<ч о г 1м оо1 о (сч сч1 сч л1 сч1 л(1Л п с л

Ю о с (1

Р1 л1 г ) с с сч л х о

Ф

Е о г г л а л

» ° °

° с и

Ф ч

Э х и

Ц х е

° с л и

Ф,ю ио и сЮ г О ф сч

° с л и

t6 и

1 х о ц

-u

° Гч Ж rd

Х1И OZ

3ь gao

О О с Ръ С < сч х I _#_И я+ их о+ к а<6 х хи во и ф

Я

Я оР

Хл

Ф х Фъ хо

zu о г

C4 C

N R

° -о

ra u и их

Е

° с и х

Ф х

R И

Е ю о О а

g ф х а

Ф

»

° Ф а о

Ф

1ч о

Щ а

re а о

Ф

1ч о д) а о

4 о о

A о о

Э

Ц

Ф

1ч х

Ц о х

Ш х х х

5 о х о

A о о

Ц ж

1ч о

Ф

Ц

Ц х

Ц

Ф (ч (б о

1093793

Из данных таблицы следует, что буферная жидкость, приготовленная из предлагаемой порошкообразной смеси не только не образует,высоковязких смесей с минерализованными буровыми растворами но и

5 разжижает их в 5-12 раз, причем водоотдача буровых растворов при этом не повышается. Водоотдачу буровых растворов и буферной жидкости оценивают с помощью

ВМ-6. Приведенные данные показывают, 8 что буферная жидкость из предлагаемой порошкообразной смеси обладает высокой подвижностью, не сокращает времени загустевания тампонажных растворов, разжижает буровые растворы различной минерализации в интервале температур от 0 до

170 С, обладает пониженной водоотдачей и высокой седиментационной устойчивостью, что позволяет регулировать ее плотность в пределах от 1,06 до 2,1 г/смз.

Редактор A. Шишкина

Заказ 3392/27

Составитель В. Ягодин

Техред И. Верес Корректор О. Билак

Тираж 564 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

I 13035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП «Патент», г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Порошкообразная смесь для приготовления буферной жидкости Порошкообразная смесь для приготовления буферной жидкости Порошкообразная смесь для приготовления буферной жидкости Порошкообразная смесь для приготовления буферной жидкости Порошкообразная смесь для приготовления буферной жидкости 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области получения цементных тампонажных растворов и может быть использовано при цементировании низкотемпературных нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента

Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагревательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к составам для блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к получению расширяющихся тампонажных материалов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин
Наверх