Комплексный порошкообразный состав для приготовления структурированной буферной жидкости


 


Владельцы патента RU 2439118:

Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" (RU)

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к структурированным буферным жидкостям с регулируемой плотностью, применяемым для разделения различных по составу и плотности тампонажного и бурового растворов и эффективного вытеснения последнего из интервала цементирования скважин с аномально пластовыми давлениями - АВПД. Комплексный порошкообразный состав для приготовления структурированной буферной жидкости, содержащий, мас.%: углещелочной реагент фракционного состава - остаток, % на сите с сеткой: №0,9-2,12; №0,315-22,35; №0,08-34,10 и после №0,08 - остальное; 80,0-85,0, карбоксиметилцеллюлозу 15,0-20,0, нитрилотриметилфосфоновую кислоту 0,01-0,15 сверх 100%. Технический результат - повышение качества подготовки ствола скважины к цементированию, прочности контакта цемента с колонной и породой, качество разобщения пластов в скважинах с АВПД. 1 табл.

 

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к структурированным буферным жидкостям с регулируемой плотностью.

Известна порошкообразная смесь «Экогум» для приготовления буферной жидкости и обработки буровых глинистых растворов, содержащая, мас.%: углещелочной реагент - 30-50 и реагент ЭКОТЕХ (венилацетат с добавкой полисахарида) - 50-70 (RU 2099504 C1, 20.12.1992).

Недостатком буферной жидкости, приготовленной из такого состава, является то, что она не обладает структурной устойчивостью нести утяжелитель, обеспечивающий плотность буферного раствора выше 2,0 г/см3, и не обеспечивает адгезионных свойств цементного камня с породой и обсадной трубой.

Известна буферная жидкость на водной основе, состоящая, мас.%: углещелочной реагент - 8-12, карбоксиметилцеллюлоза - 0,45-0,8, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,02-0,05, утяжелитель - 0-70, вода - остальное (RU 2199648 С2, 14.05.2001).

Однако данный состав не обеспечивает стабильную структуру утяжеленных буферных систем плотностью 2,0-2,35 г/см3, отличается нестабильностью реологических параметров (большой осадок нерастворимых веществ) и не обеспечивает полную герметичность зацементированного пространства.

Задачей изобретения является повышение функциональных возможностей буферной жидкости, направленных на разделение различных по составу и плотности тампонажного и бурового растворов и эффективное вытеснение последнего из интервала цементирования скважин с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), за счет повышения химической активности составляющих компонентов.

Поставленная задача решается тем, что комплексный порошкообразный состав для приготовления структурированной буферной жидкости, содержащий стабилизатор - углещелочной реагент, структурообразователь - карбоксиметилцеллюлозу и нитрилотриметилфбсфоновую кислоту, отличается тем, что при одновременном растворении трехкомпонентного состава углещелочной реагент содержит определенный состав фракций, при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

Углещелочной реагент 80,0-85,0
Карбоксиметилцеллюлоза 15,0-20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,01-0,20, сверх 100%

Фракционный состав углещелочного реагента определяется по ГОСТ 6613 и имеет остаток, % на сите с сеткой: №0,9-21,2; №0,315-22,35; №0,08-34,10 и после №0,08 - остальное.

Технический результат - повышение химической активности буферной жидкости, направленной на удаление глинистых и полимерных пленок, образование однородной структуры, способной нести утяжелитель, обеспечивающей высокую плотность, седиментационную устойчивость и низкую водоотдачу структурированного раствора, дающего возможность качественно цементировать скважины с АВПД.

Такой технический результат достигается благодаря одновременному растворению, с образованием синергетического эффекта при взаимодействии природных высокомолекулярных веществ углещелочного реагента определенного фракционного состава и органических компонентов карбоксиметил целлюлозы, который проявляется в том, что при повышенных концентрациях число ионизированных групп углещелочного реагента (с помощью карбоксильных групп эфиров целлюлозы при определенном рН) понижается, макромолекулы скручиваются, агрегируются, и исходная вязкость возрастает линейно. Минимальная молекулярная масса образовавшейся структурной ячейки составляет более 15000 атомных единиц при четырех атомах азота (создаваемых взаимодействием углещелочного реагента и нитрилотриметилфосфоновой кислотой), при одновременном растворении данной композиции макромолекула стремиться принять форму глобулы, в то время как при растворении только углещелочного реагента в воде в растворе образуются макромолекулы в развернутом состоянии, принимая линейные формы. Этим заявляемая композиция отличается от прототипа. Укрупненные глобулы обеспечивают однородную структуру со стабильными свойствами буферной жидкости, нулевую седиментацию при высокой плотности буферного состава, которая способствуют полному замещению бурового раствора, за счет чего обеспечивается высокая адгезия цементного раствора - камня, при сохранении ранее приобретенных свойств (незагущение бурового и тампонажного растворов при контакте с буферной жидкостью).

Состав готовили путем смешивания компонентов определенной влажности. Эффективность состава определяли по экспериментальным данным испытаний приготовленной из него буферной жидкости, проводимым по известным методикам.

Пример реализации изобретения

Использовали УЩР (углещелочной реагент) по ТУ 2458-008-20672718-0000; КМЦ (карбоксиметилцеллюлоза) по ТУ 2231-001-53535770-01, НТФ (нитрилотриметилфосфоновая кислота) по ТУ 2439-347-05763441-2001. Берем 1,2 г (12%) готового комплексного порошкообразного состава для приготовления структурированной буферной жидкости, растворяем в 1 л воды и добавляем утяжелитель - барит 5,9 г (59%) (Пример 1 (табл.1, опыт 1)). Затем проверяем устойчивость структуры утяжеленной буферной жидкости: седиментацию, водоотдачу, вязкость и плотность полученного раствора. Седиментация - 0%. Водоотдача - 6 см3/30 мин, вязкость - 20 сП. Плотность раствора - 2180 кг/м3. Адгезия цементного камня: начальная - 0, после обработки - 2,2 МПа.

Аналогично примеру 1 готовили составы в заявляемых соотношениях и испытывали ее по известным методикам. Соотношения компонентов состава и результаты испытаний представлены в таблице.

В качестве утяжелителей могут быть: барит (пример 1-3); магнезит (пример 4-5); магбар (пример 6). Из данных, приведенных в таблице, следует, что полученный буферный раствор обладает высокой седиментацией, низкой водоотдачей, необходимой вязкостью и высокой плотностью (до 2300-2350 кг/м3), что снижает фильтроотдачу раствора в пласт и в конечном итоге повышает адгезию тампонажного камня.

Определение условной вязкости буферной жидкости. Оборудование - лабораторная мешалка любой марки, обеспечивающая частоту вращения вала 5□0,2·с-2 (ТУ 22-3Д2-3333-83), полевой вискозиметр ВБР-1 (СПВ-5) (ТУ 25-04-2771-77).

Проведение испытания. Приготовить 1 л буферной жидкости: 100 г комплексного порошкообразного состава для приготовления структурированной буферной жидкости смешать с 900 г водопроводной воды. Смесь перемешивать при температуре 23□2°С в течение 30 минут электромешалкой со скоростью 300 об/мин, измерить вязкость буферной жидкости с помощью вискозиметра ВБР-1 (СПВ-5). Провести три измерения. Среднее арифметическое значение этих измерений принять за условную вязкость.

Седиментационную устойчивость буферной жидкости оценивали по изменению плотности после ее утяжеления. Жидкость заливают в седиментационный цилиндр СЦ-2 и оставляют в покое. Через 15 минут сливают верхнюю и нижнюю части раствора и определяют их плотность. Критерием для буферных жидкостей является разность плотностей 0,1 г/см3 за 15 минут.

Применение заявляемого комплексного порошкообразного состава для приготовления структурированной буферной жидкости позволит повысить качество подготовки ствола скважины к цементированию, прочность контакта цемента с колонной и породой, качество разобщения пластов в скважинах с аномально высоким пластовым давлением.

Комплексный порошкообразный состав для приготовления структурированной буферной жидкости, содержащий углещелочной реагент, карбоксиметилцеллюлозу и нитрилотриметилфосфоновую кислоту, отличающийся тем, что при одновременном растворении трехкомпонентного состава содержит углещелочной реагент фракционного состава - остаток, % на сите с сеткой: № 0,9-2,12; № 0,315-22,35; № 0,08-34,10 и после № 0,08 - остальное, при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

Углещелочной реагент 80,0-85,0
Карбоксиметилцеллюлоза 15,0-20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,01-0,15 сверх 100


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к химической технологии, а именно к способам утилизации отхода производства монохлоруксусной кислоты (МХУК), используемой в производстве карбоксиметилцеллюлозы, фармацевтических препаратов, пестицидов, этилендиаминтетрауксусной кислоты.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к способу обслуживания ствола буровой скважины и к композиции герметика для осуществления указанного способа. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу крепления и теплоизоляции скважин в грифоноопасном разрезе, в том числе для скважин нефтегазовых и паронагнетательных, в том числе в многолетнемерзлых породах (ММП).
Изобретение относится к вспениваемой композиции, ее получению и применению при гидроразрыве продуктивного пласта. .
Изобретение относится к вспениваемой композиции, ее получению и применению при гидроразрыве продуктивного пласта. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к композициям термоисточника, применяемого самостоятельно или в устройствах для термоимплозионной обработки призабойной зоны скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к композициям термоисточника, применяемого самостоятельно или в устройствах для термоимплозионной обработки призабойной зоны скважины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам упрочнения пород при проводке, преимущественно, пологих и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к буровым растворам, используемым при бурении скважин. .

Изобретение относится к быстросхватывающейся тампонажной смеси для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах от 20 до 55°С

Изобретение относится к применению определенной группы алкоксилированных и/или ацилированных нечетвертичных азотсодержащих соединений в качестве противоагломератов для газовых гидратов

Изобретение относится к обработке подземных пластов
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при интенсификации притоков продукции пласта и, в частности, нефти и газа
Изобретение относится к области бурения скважин в высококоллоидальных глинистых породах, в частности к полимерглинистым растворам
Изобретение относится к бурению скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается способа изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для нефтеотдачи

Изобретение относится к жидкостям, обладающим способностью снижать гидродинамическое трение, и их использованию на месторождениях нефти
Наверх