Буферная жидкость

 

Использование, бурение и крепление нефтяных и газовых скважин Сущность: буферная жидкость содержит, мае %: порошкообразный концентрат сульфитно-дрожжевой бражки 1,5-2, оксиэтилированный моноалкилфенол 0,01- 0.1; вода остальное. 1 табл.

СОЮЗ СОНЕ-ТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (с )5 Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕ и ГОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСВАтент сссР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ .„

" инАЯ ""АЯ

К ПАТЕНТУ (54) БУФЕРНАЯ ЖИДКОСТЬ (21) 5018090/03 (22) 26.12,91 (46) 30,06.93, Бюл, N 24 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Л.А. Голышкина, И.С. Катеев. Р,Х. Фаткуллин, Н.С, Гараев и P.X. Бурангулов (73) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (56) Авторское свидетельство СССР

N 939728, кл. Е 21 В 33/38, 1982.

Авторское свидетельство СССР

N. 1201488, кл. Е 21 В 33/138, 1985.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям, применяемым при креплении скважин, и может быть использовано при креплении как "холодных", так и

"горячих" скважин.

Целью изобретения является повышение эффективности отмыва глинистой корки и расширение температурного диапазона применения.

Поставленная цель достигается описываемой буферной жидкостью, содержащей реагент для отмыва глинистой корки, пенообразующее вещество и воду.

Как показали проведенные лабораторные испытания, предлагаемая буферная жидкость при данном соотношении компонентов позволяет повысить степень отмыва глинистой корки до 94,ь и расширить температурный диапазон применения с 75 до

130 С.

Совместное присутствие КБП и оксиэтилированного моноалкилфенола в составе

„„5U „„1825389А3 (57) Использование; бурение и крепление нефтяных и газовых скважин, Сущность; буферная жидкость содержит, мас.,ь: порошкообразный концентрат сульфитно-дрожжевой бражки 1,5-2, оксиэтилированный моноалкилфенол 0,01- 0,1; вода остальное. 1 табл. буферной жидкости позволяет усилить отмывающие глинистую корку свойства КБП и снизить скорость фильтрации цементного раствора, эакачиваемого за буферной жидкостью, за счет создания временного экрана в порах пласта из пены, образующейся при приготовлении буферной жидкости.

Приготовление буферной жидкости проводили следующим образом; взвешивали необходимое количество реагентов КБП О и АФ9-12, вводили в техническую воду и (A перемешивали до полного растворения ре- СО агентов. Затем для определения влияния ) температуры на исследуемые буферные растворы их помещали в термостойкую посуду и нагревали при непрерывном перемешивании магнитной мешалкой.

При испытании были использованы следующие материалы; концентраты сульфитно-дрожжевой бражки порошкообразный

КБП, выпускаемый Соликамским ордена Ленина целлюлозно-бумажным комбинатом им. 60-летия Союза ССР (ТУ 81 — 04 -225-79);

1825389 оксиэтилированные моноалкилфенолы (условное обозначение при заказе: форма товарная неонола АФ9 — 12 типа СНПХ-1М по

ТУ 39--5765657-048-87), При приготовлении буферной жидкости количество АФ9-12 составляло 0,008-0,5.

Оптимальное содержание этого реагента в буферной жидкости определяли по объему и устойчивости образующейся пены. Критерий устойчивости — время уменьшения объема пены на 50 равное времени прокачивания буферной жидкости. Оптимальной является концентрация АФ9-12 в пределах 0,01 — 0,1 мас.%. При содержании 10

0.01 мас. время устойчивого состояния пены резко снижается, что не удовлетворяет предъявляемым требованиям, а при содержании более 0,1 мас. время устойчивого состояния удовлетворяет требованиям, однако объем пены увеличивается в 2-3 раза, что затрудняет прокачиваемость буферной жидкости насосами.

Оптимальное содержание реагента КБП находится в пределах 1.5 — 2, 1 -ный водный раствор КБП снижает эффект отмыва почти наполовину; при 3 -ной концентрации КБП происходит некоторое снижение эффекта отмыва. При приближении к оптимальным концентрациям исследуемой жидкости отмечено высокое диспергирующее свойство реагента.

Эффективность предлагаемой буферной жидкости была проверена в лабораторных условиях путем сопоставления отмыва глинистой корки жидкостями, в состав которых входили различные концентрации КБП 25 и оксиэтилирован ного моноал килфенола.

Испытание проводили по известной методике, Намыв глинистой корки производили на лабораторной установке, содержащей кернодержатель, представленный фланцами с резиновыми прокладками и шпильками, входная и выходная трубы, соединенные в единую циркуляционную систему, центробежный насос, кернодержатель с керном и приемный бак насоса, манометр и пр. бковые краны.

Первоначально керн, выдержанный в течение суток в воде, размещали в установку и в течение 30 мин фильтровали через него техническую воду под давлением 0,1

МПа, Затем керн взвешивали и возвращали в установку.

Приемный бак насоса заполняли глинистым раствором и в установке возбуждали циркуляцию жидкости, При этом во внутреннем канале керна создавалось давление, 40 равное 0,1 МПа с помощью кранов, Зависимая от давления линейная скорость движения глинистого раствора выдерживалась в пределах 0,33 — 0,67 м/с. По истечении 30 мин динамической фильтрации раствора керн освобождался, Рыхлую часть корки удаляли водой, измеряли толщину оставшейся на стенках плотной части корки и после повторного взвешивания керна установку собирали. При этом бак установки заполняли буферной жидкостью.

Время циркуляции испытуемой буферной жидкости в установке — 30 мин, перепад давления на керне был постоянным и равным 0,1 МПа, линейная скорость движения жидкости во внутреннем канале — 0,4 — 0,6 м/с.

После разработки установки вновь производили взвешивание керна и по разности веса керна до обработки и после нее определяли вес разрушенной части керна.

В качестве модели проницаемой породы использованы керны из искусственных фильтрующих элементов, изготавливаемых опытным заводом строительной керамики

ВНИИстройкерамика в соответствии с ТУ

21-28-25-78. При определении отмывающей способности исследуемой жидкости использованы керны высотой 158 — 160 мм с диаметрами, равными: наружный 58-60 мм, внутренний 24-25 мм. При определении проницаемости кернов использованы сплошные цилиндрические керны высотой

20-22 мм и диаметром.30-32 мм.

Нами были испытаны 15 рецептур, из них 8 рецептур по чистым реагентам КБП и оксиэтилированный моноалкилфенол (АФ9-12). 6 рецептур по предлагаемой буферной жидкости и 1 рецептура по известной.

Рецептуры испытанных составов и результаты испытаний приведены в таблице.

Как видно, из приведенных в таблице данных, при раздельном использовании

КБП и АФ9-12 в качестве реагентов для отмыва глинистой корки степень отмыва ее ниже, чем при совместном их использовании и изменяется от 35,0-84,17 до 94 соответственно (см. рецептуры 7, 3 и 13), Наиболее высокая степень отмыва получена при содержании КБП в составе буферной жидкости в количестве 1,5-2,07ь, а оксиэтилированного моноалкилфенола—

0,01-0.17ь (см. рецептуры ММ 10, 14).

Буферная жидкость предлагаемого состава обладает значительно более высокой отмывающей способностью, что позволяет достигнуть наиболее полного удаления глинистой корки с поверхности проницаемой породы и повысить качество крепления как

"горячих", так и "холодных" скважин.

1825389

РеВес ке на г

Отрыв, с глинистой коркой, 0г после отмыЙа, 03

ЧИСТОГО, 0i цепОг -0з. 00

0г 01 тура

520

670

43,3

635

520

81,7

541

675

530

553, 84,1

670

76,1

540

571

580

520

620

40,0

625

36,3

520

685

35,0

625

560

660

35,0

650

675

570

55,1

595

530

Проведены также исследования эагустеваемости предлагаемой буферной жидкости на границе возможного смешивания сбуровым и тампонажным растворами,,которые показали, что смешивание предлагаемой буферной жидкости а контактируемыми растворами в любых соотношениях не способствует повышению вязкости раствора.

Технико-экономическая эффективность заявляемого способа достигается в результате повышения степени отмыва глинистой корки со стенок скважины до 94 против

80 ф по известному (прототипу), что соответственно приводит к повышению качества крепления скважин, позволяющего сократить количество скважин с преждевременным обводнением, Состав отмывающей жидкости

1 -иый водный раствор

КБП

1,5ф,-ный водный раствор КБП

2,0 -нь|й водный раствор КБП

3,0 (,-алый водный раствор КБП

Р,01 -ный водный раствор АФ9-12

0,05 -ный водный раствор АФ9-12

0,17-ный водный раствор АФ9-12

0,27-ный водный раствор АФ9-12

Предлагаемый

1,0 } -ный водный раствор КБП

0,5ф,-ный в0дный раствор АФ9-12

Вода-остальное

Формула изобретения

Буферная жидкость для разделения бурового и тампонажного растворов, содержащая реагент для отмыва глинистой корки в скважине, пенообразующее вещество и воду,отличающаясятем,чтовкачестве реагента, отмывающего глинистую корку, она содержит порошкообраэный концентрат сульфитно-дрожжевой бражки, а в качестве пенообразую щего вещества оксиэтилированный моноалкилфенол при следующем соотношении ингредиентов, мас, ф,:

1р Порошкообразный концентрат сульфитно-дрожжевой бражки 1,5-2,0

Оксиэтилированный моноалкилфенол 0.01О,10

Вода Остальное

1825389

Продолжение таблицыСостав отмывающей жидРеВес керна, г

Отрыв.

Ц2 ЦЗ

Ч Чз отмыцепкости

1,5ф,-ный водный pacf твор КБП

0,017о-ный водный раствор АФ9-12

Вода-остальное

1,5ф,-ный водный раствор КБП

0,1 -ный водный раствор АФ9-12

Вода-остальное

1,5 -ный водный раствор КБП

0.15 -ный водный раствор АФ9-12

Вода-остальное

2 -ный водный раствор

КБП

0.1%-ный водный раствор АФ9-12

Вода-остальное

1,75 -ный водный раствор КБП

0,05ь-ный водный раствор АФ9-12

Вода-остальное

Известный

1,5 -ный водный, раствор ТПФН

0,15 -н ы и водн ы и раствор ММЦ

Вода-остальное

94,2

86,9

85,2

14

645

526

545

581

670

560

Составитель Л.Голышкина

Техред М.Моргентал Корректор M.Ñàìáîðcêàÿ

Редактор Т,Ходакова

Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина. 101

Заказ 2233 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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