Буферная жидкость

 

Изобретение относится к креплению скважин и позволяет повысить моющую способность буферной жидкости в условиях глинонасыщения, обеспечивающую улучшение сцепления цементного камня с металлической обсадкой колонны . Буферная жидкость на водной основе включает гексаметафосфат и поверхностно-активное вещество. В качестве последнего используется оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12-25, Соотношение ингредиентов составляет, мас.%: оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12-25 0,05-3,00; . гексаметафосфат натрия 0,01-2,OOj вода остальное. Оксиэтилированный алкилфенол получают оксиэтилированием алкилфенола окисью этилена со степенью оксиэтилирования, равной 12-25. Введение реагента позволяет увеличить S гидрофилизацию глинистой пленки. Гексаметафосфат натрия белый порошок с удельной массой 2,5 г/см , введение которого приводит к смягчению воды, уменьшению обратной ресорб-S ции глинистых частиц, усилению поверхностной активности мокщего вещества . 3 табл. (Л

COIO3 СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН

А1 (f9) (1И (sD 4 E 21 В 33/138

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО.ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 4131210/22-03 (22) 05. 08 ° 86 (46) 30. 10. 88. Бюл. № 40 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (72) А.К.Куксов, О.Н.Мироненко, Т.В.Шамина, Н.М.Бондарец и Ф.П.Линчевский (53) 622.245.51 (088.8) (56) Ашрафьян М.О., Булатов А.И. 3ффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин. — М.:

ВНИИОЭНГ, 1969, с. 17-18.

Авторское свидетельство СССР № 7215221 кл. E 21 В 33/138â 1977 ° (54) БУФЕРНАЯ ЖИДКОСТЬ (57) Изобретение относится к креплению скважин и позволяет повысить моющую способность буферной жидкости в условиях глинонасыщения, обеспечивающую улучшение сцепления цементного камня с металлической обсадкой колонны. Буферная жидкость на водной основе включает гексаметафосфат и поверхностно-активное вещество. В качестве последнего используется оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12-25. Соотношение ингредиентов составляет, мас.%: оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12-25 0,05-3 00 гексаметафосфат натрия 0,01-2,00; вода остальное. Оксиэтилированный ал" килфенол получают оксиэтилированием алкилфенола окисью этилена со степенью оксиэтилирования, равной 12-25.

Введение реагента позволяет увеличить 3 гидрофилизацию глинистой пленки. Гек- саметафосфат натрия Ма6Р О - белый ф порошок с удельной массой 2,5 г/см, С введение которого приводит к смягчению воды, уменьшению обратной ресорб- = ции глинистых частиц, усилению новерхностной активности моющего вещества. 3 табл.

1434079

Гексаметафосфат натрия

Вода

0,01-2,00

Остальное

0,05-3,00

С

НС СН 2г 3 Яс СН

1 (0 CHR CHtjnOH нс сн

Он

Изобретение относится к креплению скважин, в частности к составам буферных жидкостей.

Цель изобретения — повышение моющей способности буферной жидкости в

5 условиях глинонасыщения, обеспечивающей улучшение сцепления цементного камня с металлической обсадкой колонны. 10

Буферная жидкость содержит гексаметафосфат натрия, оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12-25 и воду при следующем со-! отношении ингредиентов, мас.Ж: 15

Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12-25

С увеличением числа оксиэтилиро- ванных групп увеличивается число молекул воды, присоединенных к эфирным

I атомам кислорода. Гидрофильность оксиэтилированных веществ возрастает, 35 вследствие этого возрастает и гидрофилизация глинистой пленки, в результате чего моющее действие оксиэтилированного алкилфенола со степенью оксиэтнлирования 12-25 увеличивается. 40

В табл. 1 приведены данные, иллюстрирующие влияние соотношения ингредиентов на моющую способность буферной жидкости.

В табл. 2 приведены данные, ил- 45 люстрирующие влияние глинонасыщения на моющую способность буферной жидкости.

В табл. 3 приведены данные, показывающие совместимость буферной жид- 50 кости с буровыми и тампонажными (цементными) растворами.

Введение гексаметафосфата натрия в буферную жидкость приводит к смягчению воды благодаря комплексообразо-55 ванию со щелочноземельными и тяжелыми металлами, в результате чего критическая концентрация оксиэтилиро. ванного алкилфенола снижается и

Гексаметафосфат натрия Na p О„ представляет собой белый порошок с удельной массой 2,5 г/см .

Оксиэтилированный алкилфенол представляет собой неионогенный ПАВ, получаемый оксиэтилированием алкилфенола окисью этилена, со степенью оксиэтилирования n = 12-25 в отличие от ОП-4, ОП-7 и ОП-10, где степень оксиэтилирования соответственно и

= 4,7,10.

Реакция оксиэтилирования протекает так: уменьшается обратная ресорбция глинистых частиц. Кроме того, гексаметафосфат натрия обладает синергетическим свойством, которое проявляется в том, что он усиливает поверхностную активность моющего вещества, поэтому моющее действие оксиэтилированного алкилфенола в смеси с гексаметафосфатом значительно выше, чем каждого из компонентов отдельно.

Буферная жидкость на основе гексаметафосфата натрия и оксиэтилироI ванного алкилфенола обладает высокой устойчивостью моющего действия в условиях глинонасыщения, что обеспечивает эффективную очистку заколонного пространства от остатков глинистого раствора.

Буферная жидкость при движении в скважине по затрубному пространству смешивается с буровым раствором и при выходе ее из скважины она практи-. чески содержит в своем составе до

50Х и более бурового раствора, наличие которого в ней существенно влияет на ее эффективность.

Предлагаемую буферную жидкость готовят растворением гексаметафосфата натрия и оксиэтилированного алкилфе1434079 иола со степенью оксиэтилирования

12-25 в воде.

Эксперименты проводили по стандартной методике, заключающейся в

5 определении относительного изменения массы пленки глинистого раствора на шероховатой пленке после 10-минутного воздействия фиксированного потока исследуемой буферной жидкости. 10

Пример 1. В 3 л воды вводи ли 3 r гексаметафосфата натрия и

15 г оксиэтилированного алкилфенола со степенью оксиэтилирования 25, перемешивали до полного растворения.

На шероховатом стержне формировали пленку из бурового раствора массой

1,5 г. Затем раствор буферной жидкости заливали в лабораторную установку и в течение 10 мин обрабатывали глинистую пленку фиксированным потоком буферной жидкости. Масса оставшейся части пленки составила

0,45 r. Эффективность буферной жидкости составила 1,5-0,45/1,5 1007 25

70Х.

Далее в буферный раствор вводили

1,5Х глины в пересчете на сухое вещество, что соответствовало 21Х глинистого раствора (в 14 г модельного глинистого раствора содержится 1 г сухого вещества) и по той же методике в течение 10 мин обрабатывали глинистую пленку фиксированным потоком буферной жидкости. Масса оставшейся части пленки составила 0,96 г.

Эффективность буферной жидкости составила 1,5-0,96/1,5 1007 = 367.

Пример 2. В 3 л воды вводили 3 r гексаметафосфата натрия и

1,5 г оксиэтилированного алкилфенола со степенью оксиэтилирования 25, перемешивали до полного растворения.

Затем по описаной выше методике определяли эффективность буферной жидкости без глинонасыщения, она состави. ла 71Х.

Предлагаемая буферная жидкость не образует высоковязких коагуляционных паст на границе с любыми типами водных буровых и тампонажных растворов и не ускоряет их сроки схватывания.

Формула и з обретения

Буферная жидкость на водной основе, включающая гексаметафосфат и поверхностно-активное вещество, о тл и ч а ю щ а я с я тем, что, с целью повышения ее моющей способности в условиях глинонасыщения, обеспечивающей улучшение сцепления цементного камня с металлом обсадной колонны, она в качестве поверхностно-активного вещества содержит оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12-25 при следующем соотношении ингредиентов, мас.Х:

Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12-25

Гексаметафосфат натрия

Вода

0905-ЗУОО

О, 01-2,00

Осто.

Далее в буферный раствор вводили, например, 1,5Х глины в пересчете на сухое вещество, что соответствовало

217. глинистого раствора. Эффективность буферной жидкости уже в присутствии глинистого раствора составила 40Х.

Пример 3. В 3 л воды вводили 1,5 г оксиэтилированного алкилфенола со степенью оксиэтилирования 25, перемешивали до полного растворения.

Эффективность буровой жидкости без глинонасьпцения составила 657., а в присутствии 2Х глины, что соответствовало 28Х глинистого раствора,составила 32 .

1434079

Та.блица 1

Содержание в составе, Х

Моющая способность,X

Соста гексаметафосфа- воды та натрия ксиэтилированного алкилфенола со стеенью оксиэитилиования 25

0,05

99,94 56

95 58

99 4 70

99,85 71

97,95 65

96,99 68

99,955 45

94,8 40

99,9 60

99,5 24

0,01

0,5

О,1

0,05

0,1

0 05

2,0

0,01

0,04

0,05

2,1

0,1

Прототип

Аналог 0,5Х ОП-10

Запредельные значения применения предлагаемой буферной жидкости.

Таблица 2

Содержание в составе буферной жидкости, Х

Содержание глин в пересчете на а.с.в. в буферной жидкости, Х,Соста

1в5 2 ° 0 2э5 оды О 05 10 оксиэтилированного алкилфенола со сте пенью оксиэти лирования 25 ексаме афосфаа натия

0,05

0 05

0,05

6 Прототип

7 Аналог 0,5Х

ОП-10

99,5 24 24 10

О О О

0,1 99,4 70 62 38

0,1 99,85 71 65 .42

2,0 97,95 65 60 51

0>01 96ь 99 68 57 48

2 95,0 58 48 36

0,1 99,9 60 38 28

36 36 30

40 37 32

46 32 30

34 30 28

32 28 26

21 10 10

1434099

Та блица 3

Показатель прототип предлагаемая

Условная вязкость смеси буферной жидкости с буровым раствором при соотношении их объемов 1:9, с: неминерализованный буровой раствор, стабилизированный КМЦ-600

24 хлоркальциевый буровой раствор, стабилизированный КМЦ-600 + КССБ-2

37 с буровой раствор, насыщенный NaCl стабилизированный КМЦ-600

25

Растекаемость смеси буферной жидкости с тампонажным раствором при соотношении их объемов 1:9„см: портландцементный раствор

19 раствор УГЦ

20

22 раствор ШПЦС-120

Время загустевания смеси буферной жидкости с портландцементнымраствором нри соотношении их объемов 1:9 при 70 С и давлении 20 МПа, мин

50

Составитель Л.Бестужева

Техред М.Дидык Корректор М.Максимишинец

Редактор А.Лежнина

Заказ 5527/33 Тираж 531 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Буферная жидкость Буферная жидкость Буферная жидкость Буферная жидкость Буферная жидкость 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к тампонажным растворам (ТР) Щ1Я цементирования обсадных колонн

Изобретение относится к бурению глубоких скважин, в частности к созданию кольматирующих экранов на стенки скважин в проницаемых горных породах

Изобретение относится к нефтяной пром-сти и предназначено для изоляции продуктивных пластов

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам создания искусственных фильтров в неустойчивых коллекторах, и м.б

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к получению тампонажньк растворов для цементирования скважин с низким пластовым давлением

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин и предназначено дпя разделения бурового и тампонажного растворов и очистки ствола скважины при цементировании

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти и предназначено для крепления пород призабойной зоны скважины и тампонирования зон поглощений и водопроявлений

Изобретение относится к добыче нефти и газа

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