Буферная жидкость



Буферная жидкость
Буферная жидкость

 


Владельцы патента RU 2592308:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь") (RU)

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе. Технический результат - повышение моющей способности буферной жидкости и, следовательно, улучшение качества сцепления цементного камня с горными породами и обсадными трубами. Буферная жидкость на водной основе содержит, мас.%: триполифосфат натрия 3-4, бутилгликоль 10-15, вода остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе.

В связи с ухудшением структуры запасов и ростом объемов бурения скважин в сложных геолого-технических условиях увеличивается количество скважин, проводка которых осуществляется с применением буровых растворов на углеводородной основе (РУО). Бурение скважин на данных растворах способствует повышению устойчивости ствола, снижению количества осложнений и аварий, а в некоторых случаях закончить бурение скважины на растворе на водной основе (РВО) технически невозможно.

Наличие на стенках скважины и эксплуатационной колонны маслянистых остатков РУО препятствует формированию плотного контакта цементного камня с породой и колонной. Однако РУО не совместим с жидкостями, приготовленными на водной основе, так как дисперсионная среда представлена гидрофобной жидкостью. Поэтому подготовка к цементированию скважин, пробуренных на РУО, отличается от традиционно используемой.

Известно применение буферной жидкости для удаления глинистых, полимерных и нефтяных пленок на основе воды, триполифосфата натрия (ТПФН) и водорастворимого полиэлектролита ВПК-402 (Патент РФ №2119040).

Однако этот состав обладает низкой моющей способностью при наличии масляных и нефтяных пленок на обсадной колонне и на стенках скважины и пригоден для очистки скважины от остатков глинистого раствора.

Известна буферная жидкость для очистки скважины, пробуренной с использованием раствора на нефтяной основе, состоящая из дизельного топлива, воды, жирных кислот, основания металла и продукта отмыва контактных газов дегидрирования в производстве изопрена (А.с. СССР №692983).

Недостатками вышеупомянутой буферной жидкости является ее высокая токсичность и низкая моющая способность.

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является буферная жидкость для очистки скважины, пробуренной с использованием раствора на нефтяной основе, состоящая из триполифосфата натрия (ТПФН), кальцинированной соды и нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) (Патент РФ №2411277).

Однако буферная жидкость, приготовленная из этого состава, обладает низкими моющими свойствами, что не обеспечивает надежного сцепления цементного камня с колонной обсадных труб и стенкой скважины.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является разработка буферной жидкости без упомянутых выше недостатков.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение моющей способности буферной жидкости, используемой при цементировании скважин, пробуренных растворами на углеводородной основе и, следовательно, улучшение качества сцепления цементного камня с колонной обсадных труб и стенкой скважины.

Технический результат достигается тем, что буферная жидкость содержит триполифосфат натрия (ТПФН) и водорастворимый органический растворитель бутилгликоль при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ТПФН 3-4
Бутилгликоль 10-15
Вода остальное

Результаты испытаний, полученные посредством буферной жидкости, являющейся ближайшим аналогом заявленного изобретения, и посредством заявленной буферной жидкости приведены в таблице.

Процесс приготовления буферной жидкости заключается в следующем.

Буферную жидкость получают путем приготовления водного раствора ТПФН (ГОСТ 13493-86) и введения в этот водный раствор органического растворителя - бутилгликоля (ТУ 6-01-646-84).

При разработке заявленного состава буферной жидкости исходили из того, что буферная жидкость должна обладать повышенной моющей способностью и обеспечивать надежное сцепление цементного камня с колонной обсадных труб и стенкой скважины.

В зависимости от скорости прокачки и объема буферной жидкости при цементировании скважин время взаимодействия буферной жидкости с коркой бурового раствора может быть различно, но обычно не превышает 10 минут.

Сравнительные лабораторные исследования по изучению моющей способности буферной жидкости и прототипа проводили также в течение 10 минут следующим образом.

Вокруг измерительного цилиндра ротационного вискозиметра OFITE 900 оборачивали металлическую сетку с размером ячеек 30 меш. Определили массу чистого и сухого цилиндра с сеткой. Затем погружением цилиндра в РУО формировали на нем масляную пленку. Через 10 минут цилиндр поднимали и оставляли в таком положении на 2 минуты, время, необходимое для того, чтобы стек избыток жидкости. Определяли массу цилиндра с образовавшейся коркой. Далее устанавливали вращающийся цилиндр на ротационный вискозиметр. Наливали моющую буферную жидкость в стакан вискозиметра и включали двигатель на частоте вращения 200 об/мин. Затем поднимали цилиндр, выдерживали в течение двух минут и определяли массу цилиндра.

Моющую способность (степень очистки) определяем по формуле:

где W1 - масса сухого цилиндра;

W2 - масса цилиндра после образования корки из бурового раствора;

W3 - масса цилиндра после смыва корки.

Определение силы сцепления цементного камня с металлом проводили по следующей методике.

Создавали масляную пленку на поверхности контакта металл/цементный камень, погружая цилиндры от форм для адгезии в индустриальное масло, после чего цилиндры вынимали, масло стекало в течение 2 минут. Далее цилиндры помещали на 30 с в емкость с буферным раствором. В емкости создавали перемешивание буферного раствора при помощи магнитной мешалки. По истечении 30 с цилиндры вынимали, буферная жидкость стекала в течение 1 минуты. Затем к цилиндрам для адгезии прикрепляли дно и в них до метки заливали приготовленный цементный раствор, который оставляли в трубе для затвердения. Через 24 часа на прессе Matest E181N определяли пиковую нагрузку (кН), соответствующую силе отрыва цементного камня от поверхности металла, и рассчитывали адгезию.

Проведенные исследования показали, что при использовании заявленной буферной жидкости благодаря повышенной растворяющей способности смыв масляной корки (моющая способность) в 1,3 раза выше, чем при использовании известной буферной жидкости. Кроме того, показатель адгезии цементного камня заявленной буферной жидкости в 3-4 раза выше, чем у прототипа.

Причем, имея в своем составе органический растворитель - бутилгликоль, заявленная буферная жидкость обладает пониженной токсичностью и относится к 4 классу опасности.

Результаты оценки совместимости показали, что заявленная буферная жидкость не образует высоковязких коагуляционных паст на границе с буровыми и тампонажными растворами.

Применение заявленной буферной жидкости позволит повысить качество подготовки ствола скважины к цементированию, обеспечить более надежный контакт цементного камня со стенкой скважины и поверхностью обсадных труб.

Кроме того, предлагаемая буферная жидкость, имеющая в своем составе органический растворитель, будет предотвращать возможность образования в приствольной части ствола скважины эмульсий, что, в свою очередь, облегчит вызов притока пластового флюида при освоении.

Источники информации

1. Патент РФ 2119040, МПК С09К 7/02, 1996 г.

2. А.с. СССР №692983, МПК Е21В 33/14, 1974 г.

3. Патент РФ №2411277, МПК С09К 8/40, 2009 г.

Буферная жидкость, включающая воду, триполифосфат натрия ТПФН, отличающаяся тем, что она содержит водорастворимый органический растворитель - бутилгликоль, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ТПФН 3-4
Бутилгликоль 10-15
Вода остальное.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам.

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение антифрикционных, антиприхватных, гидрофобизирующих, антикоррозионных и поверхностно-активных свойств глинистых и безглинистых промывочных растворов, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов за счет улучшения проницаемости пористого пространства коллекторов.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта. Технический результат заключаются в повышении эффективности способа выравнивания профиля приемистости скважин за счет увеличения изоляции высокопроницаемых интервалов и перераспределения закачки воды в низкопроницаемые интервалы. Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости скважин, включающий последовательную закачку оторочки СПС - сшитого полимерного состава на основе сополимеров акриламида и акриловой кислоты со сшивателем - солью трехвалентного хрома с добавлением КПАВ - катионоактивного поверхностно-активного вещества, отличается тем, что дополнительно закачивают оторочку раствора КПАВ после оторочки СПС, в который добавлен КПАВ. Дополнительно между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ закачивают оторочку кислоты или оторочку растворителя и оторочку кислоты. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для повышения нефтедобычи, содержащий полимерный реагент, сшивающий агент и воду, содержит в качестве полимерного реагента реагент AC-CSE-1313 марки А, сшивающего агента - соляную кислоту или реагент CSE-0713 и дополнительно - фторид аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: AC-CSE-1313 марки А, 3,0-6,0, соляная кислота (на HCl) или реагент CSE-0713 (на HCl) 3,0-8,0, фторид аммония 0,1-1,0, вода минерализованная - остальное. Технический результат - повышение эффективности, расширение ресурсов. 8 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, снижение пластической и условной вязкостей. Жидкость-песконоситель для реализации щелевой гидропескоструйной перфорации содержит, мас. %: ксантановую камедь 0,2-0,25; кальцинированную соду 0,1-0,2; формиат натрия 5-20; поверхностно-активное вещество ГФ-1 марки K 0,1-0,25; воду остальное. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 3-5; водорастворимый эфир целлюлозы 0,3-1,2; воду - остальное. Изобретение позволяет снизить расход полиэлектролита ВПК-402 и улучшить структурно-реологические и фильтрационные показатели раствора. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.

Изобретение относится к получению высокопроницаемой набивки расклинивающего агента при гидроразрыве. Способ увеличения проницаемости набивки из расклинивающего агента внутри разрыва, включающий: введение в, по меньшей мере, часть разрыва в подземном пласте смеси множества расклинивающих агентов и множества частиц, чтобы сформировать набивку из расклинивающего агента, где, по меньшей мере, часть частиц являются разрушаемыми частицами, причем часть частиц, являющаяся разрушаемыми частицами, содержит разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым, и разрушение, по меньшей мере, части частиц, чтобы создать набивку из расклинивающего агента, имеющую относительно более высокую проницаемость по сравнению с проницаемостью набивки из расклинивающего агента перед разрушением. Смесь, содержащая множество расклинивающих агентов и множество частиц, где, по меньшей мере, часть частиц представляет собой разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - предотвращение пенообразования. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 8 пр., 8 табл.

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, увеличение времени растворения полимера подачей буферного агента в смачивающую жидкость до объединения смачивающей жидкости и полимера, объединение суспензии с растворителем, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий: используя всасывающий насос, подачу гидратирующей жидкости из источника жидкости по всасывающей линии к всасывающему насосу и от всасывающего насоса по нагнетательной линии в резервуар для геля, используя подкачивающий насос, подачу части гидратирующей жидкости от всасывающей линии всасывающего насоса в качестве смачивающей жидкости через впускную линию закольцованной цепи смешения к подкачивающему насосу и от него через выпускную линию закольцованной цепи смешения назад к всасывающей линии всасывающего насоса, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель по выпускной линии закольцованной цепи смешения и смешивание в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей негидратированный полимер, течение суспензии по выпускной линии закольцованной цепи смешения в гидратирующую жидкость во всасывающую линию всасывающего насоса, используя всасывающий насос, подачу объединенных суспензии и гидратирующей жидкости в резервуар для геля, используя расходомер на нагнетательной линии всасывающего насоса или на всасывающей линии всасывающего насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и всасывающим насосом, определение скорости потока объединенных суспензии и гидратирующей жидкости, используя устройство управления технологическим процессом, связанного с возможностью управления с устройством подачи полимера и всасывающим насосом, регулирование скорости подачи полимера на основе скорости потока или регулирование скорости потока на основе скорости подачи полимера, гидратацию полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Система обработки скважины, содержащая резервуар для геля и подсистему смешения полимера, включающую первый насос, всасывающую линию к первому насосу и нагнетательную линию от первого насоса, закольцованную цепь смешения, включающую указанный второй насос, впускную линию закольцованной цепи смешения ко второму насосу от всасывающей линии первого насоса и выпускную линию закольцованной цепи смешения от второго насоса назад к всасывающей линии первого насоса, выпускная линия закольцованной цепи смешения включает смеситель полимера, устройство подачи полимера, выполненное с возможностью подачи полимера в смеситель полимера, расходомер на нагнетательной линии первого насоса или на всасывающей линии первого насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и первым насосом, устройство управления технологическим процессом с возможностью управления, связывающим скорость подачи полимера, обеспечиваемую устройством подачи полимера, со скоростью потока, определяемой расходомером. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности геля. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении нефтедобывающих скважин перед проведением капитального ремонта, освоением, перфорацией. Технологическая жидкость для глушения скважин на основе спиртов, содержащая флотореагент оксаль Т-92, согласно изобретению дополнительно содержит полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер 2-75 , флотореагент оксаль Т-92 25-98. Технический результат - расширение диапазона изменения плотности жидкости, сохранение фильтрационно-емкостных параметров продуктивных коллекторов за счет ингибирования гидратации глинистых минералов. 2 табл., 1 пр.
Наверх