Термосолестойкая буферная жидкость

 

ОП ИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советских

Социалистических

Респубики (1907222 (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 160780 (21) 2962432/23-03 с присоединением заявки М (23) Приоритет

Опубликовано 230282. 61оллетень J4 7

Дата опубликования описания 230282 (51)М. Кл.

Е 21 В 33/138

Гааударотваиный квинтет

СССР ло делам мзобретеинй и открытий (53) УДК 622 245..42(088.8) В,E.Ахрименко, A.И.Булатов, А.К.Куксовg P.Ф.Уханов, 1 1.Т.В.Шамина, А.А.Павлов, В.И.((ищенко и Й.Н.Иирбйайтии о

, ° -. 1!:-.. ГИ. 1 иф(72) Авторы изобретения 1

Всесоюзный научно-исследовательский и стит Ж (71) Заявитель (54) ТЕР1(ОСЩ1ЕСТО1(КАЯ БУФЕРНАЯ ЖИДКОСТЬ

4,8-12,4

Лиг нин

Соль кальцини0,50-1,35

Изобретение относится к креплению скважин.

Известна термосолестойкая буферная жидкость, содержащая 3-57 водного раствора модифицированного крахмала, 0,15-0,207 окзила и 0,52 (oт объема жидкости) реагента П-6 ((3 .

Недостатком указанной буферной жидкости является то, что в ее состав входит модифицированный крахмал — представляющий собой дорогой, 10 дефицитный материал, что исключает возможность серийного производства такой буферной жидкости.

Известна также солестойкая буфер15 ная жидкость, содержащая лигнин, карбоксиметилцеллюлозу, кальцинированную соду, воду, утяжелитель и азотнокислый хром (2(.о

Недостатком данной буферной жид20 кости является ее недостаточная термостабильность, так как прн температурах выше 100 С происходит деструкция лигнина, что сопровождается значительным сокращением времени загустевания тампонажных растворов при контакте их с буферной жидкостью.

Цель изобретения — повышение термостабильности буферной жидкости до 15000

Цель достига тся тем, что буферная жидкость, содержащая лигнин, кальцинированную соду, утяжелитель и воду, дополнительно содержит водорастворимую соль алюминия или железа, при следующем соотношении ингредиентов, вес.7: ров ания

В одор ас творимая соль алюминия или железа 0,94-2,50

Утяжелитель 50,5-81,3

Вода Остальное

Ьуферную жидкость готовят путем растворения в воде исходных компоПлотность, г/смэ

Условная вязкость Т, с

Пластическая вязкость, сПз

Динамическое напряжение сдвига, дн/см

Седиментационная устойчивость, г/см

1,3

20

68

0,02

50

26 кость с

Пластическая вязкость, сПз

Динамическое на пряжение сдвига, дн/см

Седиментационная устойчивость, r/смЪ

55

126

0,04

3 9 нентов и в случае необходимости может быть утяжелена до требуемой плотности.

Введение в состав буферной жидкости солей алюминия или железа предотвращает деструкцию лигнина, что исключает образование непрокачиваемых смесей, образованных буферной жидкостью с буровым и тампонажными растворами в скважинах с температурой до 150ОС, В табл ° 1 и 2 приведены данные, характеризующие седиментационную устойчивость (Р) и реологические параметры буферной жидкости (t

23ОС), содержащей в качестве ингибитора деструкции лигнина соль алюминия и соль железа соответственно.

Из данных табл. 1 и 2 следует, что буферная жидкость, содержащая ингибитор, обладает значительной седиментационной устойчивостью при пониженных значениях реологических параметров, что позволяет проводить процесс вытеснения в турбулентном режиме при низких скоростях.

Кроме того, определяют влияние бу4>ерной жидкости на время загустевания тампонажных растворов, обработанных различными замедлителя1ии сроков схватывания ° Влияние буферной жидкости на время загустевания там— понажных растворов определяют с помощью консистометра КΠ— 3 при различных условиях: t = 1500C, p = 600 атм, ингибитор деструкции — соль алюминия (табл. 3); t = 120оC„p = 600атм, ингибитор деструкции — соль алюми— ния (табл. 4) ", t = 150 С, p = 600 атм, ингибитор деструкции — соль железа (табч. 5).

Из данных табл. 3-5 следует, что буферная жидкость не образует смесей, загустевающих раньше исходного тампонажного раствора. В табл. 6 приведен процентный состав компонентов, необходимых для получения буферной жидкости разной плотности.

Для выявления возможной коагуляции смесей, образованных буферной жидкостью с буровыми растворами, ;определяют вязкость 1, и динамическое

;напряжение сдвига Т исходных бурового раствора и буферной жидкости и их смесей, взятых в различных соотношениях. Для исследования готовят

10Х-ный бентонитовый раствор, вводят в него различные соли до общей ми07222 4 нерализации 300 г/л H c помощью вискозиметРа ВСН "3 определяют его реологические параметры при различных условиях; t = 23 С, ингибитор деструкции — соль алюминия (табл, 7 и 8); t " 80 С, ингибитор деструкции — соль железа (табл. 9); t = а 0

= 80 С, ингибитор деструкции — соль алюминия (табл. 10) .

Результаты исследования буфернои жидкости показали, что она не образует высоковязких смесей как с буровыми, так и с тампонажными растворами, обработанных разными реагентами и не уменьшает времени загустевания последних.

Пример 1. Готовят буферную жидкость, содержащую, 7.: 12,4 лигнина, 33,25 воды, l 35 щелочи, 2,50 ингибитора деструкции и 50,5 утяжелителя. При тщательном перемешивании указанных компонентов получается- однородная жидкость с параметрами:.Вязкость смесей, образованных буферной жидкостью и минерализованным раствором, не превышает вязкости раствора.

II р и м е р 2. Готовят буферную жидкость, содержащую, 7.: 8,95 лигнина, 0,93 щелочи, 1,27 ингибитора деструкции, 65,12 утяжелителя- и

23,75 воры.

Приготовленная буферная жидкость имеет сле>ующие параметры:

Плотность, г/см 1,5

Условная вяз907222

Таблица 1

Плотность г/см

1,5 1,7

Параметры

tO сПз

Условная вяз98

Т, с

21 0

Таблица Z

0,06

Параметры

Плотность, г/см

ЗО сПз дн („ см

Т с

Д5, г/см

Таблица 3

Тип цемента

Состояние смеси

Время загустевания

Соотношение смеcv буферная жидкость:цементный раствор

Буферная жидкость и жидкость затворения

1 Т

УШЦ вЂ” 200

0,3% ССБ

0,3% KgCr Ñ7

В/Ц = 0,34

Густая паста

3 ч

ШПЦС-200

0,3% ССБ

0 3% !i Cr Og .В/Ц = 0,42

Густая паста

2 ч

Буферная жидкость не сокращает времени загустевания цементных растворов при 150 С и не образует смесей, о вязкость которых больше вязкости исходных растворов.

Пример 3. Готовят буферную жидкость, содержащую, %: 4,8 лигнина, 0,5 щелочи, 0,94 ингибитора деструкции, 81, 25 утяжелителя и 1 2,51 воды. Приготовленная буферная жидкость имеет плотность 1,9 г/см и обладает следующими реологическими параметрами: кость, с

Пластическая вязкость, сПз

Динамическое напряжение сдвига, дн/см

Седиментационная устойчивость, г/см

Буферная жидкость не вызывает сокращения времени загустевания тампонажных растворов и не образует вязких смесей с высокоминералиэованными буровыми растворами.

Таким образом, применение термосолестойкой буферной жидкости позволяет повысить качество цементирования затрубного пространства, исключить опасность осложнений при цементировании скважин в интервале температур до 150 С и дает значительный экономический эффект, так как сократит затраты времени на подбор рецептур буферной жидкости перед каждым цементированием и предотвратит по терн буровых и тампонажных растворов из-эа их смещения.

1,3 9

20 22 32 60

lO, вЂ,1 68 126 138 210

b,S. г/см 0,02 0,04 0,04 0,06

22 26 38 98

1,3 1,5 7 1 9!

6 25 52 80

42 39 66 75

20" 31" 38 6 7

0,08 0,09 0,08 0,04

907222

Лроцолжение табл. 3

УШЦ-200

0,37 ССБ

Известная

° !

1:9

1 ч 45 мин

1 ч 30 мин

Г .стая

Густая паста паста (21

0,3% I Cr C

В/Ц = 0,34

1;1

1:9

Зч IОмин

Зч 05 мин

Жидкая

Густая

Предлагаемая наста паста

Известная

1:1

1:9

1 ч 30 мин

I ч 30 мин

ШПЦС-20

О, 3% ССБ

Густая

Густая

0,3% KgCr +

В/U = 0,42

1:9

2 ч 15 мин

2 ч !О мин

Предлагаемая

Жидкая

Жидкая 1 àáëèöà 4

Состояние смеси

Время загустевания

Буферная жидкость

3 ч 40 мин Густая паста

4 ч 40 мин Жидкая паста

Предлагаемая

4 ч 50 мин Густая паста

1:9

2 ч 30 мин Густая паста

3 ч 40 мин Жидкая паста

3 ч 30 мин Жидкая паста

1:9

2 ч 40 мин Густая паста

2 ч 30 мин Густая паста

Известная

1:9

2 ч 00 мин Густая паста

1 ч 45 мин Густая паста

1:9

I !

Тип цемента и жидкость за творения

УШЦ- 200

О, 3% ССБ

0,3% n„

B/Ö = 0,34

УШЦ-200

0,3% ССБ

0, 3% K>Crit 0„

В/Ц = 0,34

ШПЦС-200

0,3% ССБ

0,З% 1 и г 0-!

В/Ц = 0,42

ШПЦС-200

0,37 ССБ Предлагае0,3% K (Г 07 мая

В/Ц = б,42

УШЦ-200

0,37 ССБ

0,3% Ы (,г 0.

В/1 = 0,34

ШПЦС-200

0,З% ССБ

0,37 К (TgÑ

В/Ц = 0,42

Соотношение смеси буферная жидкость: цементный раствор

1 ) 4 5 паста паста наста паста

907222

Таблица 5

Тип цемента, жидкость заБуферн жидкос

Время з густева ние сменая жидмпонажтнош ение кости творения вор

Густая паста

3 ч

Густая паста

2 ч

Та блица 6

Плотность буферной жидкости, г/см

Компоненты буферной жидкости

l,7

1 3 1,5

1,9

Пигнин

4,8

8,95 6,53

12,4

Кальцинированная сода

0,68

0,50

0,93

1,35

Ингибитор деструкции

0,94

1,27

1,74

2,50

Утяжелитель

81,3

74,58

65, 12

50,5

Остальное Остальное Остальное Остальное

Вода

Таблица 7,Буферная жидк ость

Параметры

Смесь раствора

1:1 l:3 1:9

10 10 10

45 90 135 сПз

То, дн/

150

УШЦ-200

0,3% ССБ

0,3% QCr 01

В/Ц = 0,34

ШПЦС-200

0,30% ССБ

О, 3% KgCr 0

В/Ц = 0,42

УШЦ-200

О,ЗОХ ССБ

0,3% K@Crg0>

В/Ц = 0,34

ШПЦС-200

0,3Х ССБ

% Ы-гтОч

В/Ц = 0,42

Известная

И

Предлагаемая

Известная (2) Предлагаемая

l:!

1:9

1:1

1:9

Буровой раствор, содержащий, г/л:

ХаС1 180

СаС1 100

>@Cled 18

Яа УО, ! ч 45 мин

1 ч 30 мин

3 ч 30 мин

3 ч 20 мин

1 ч 30 мин, 1 ч 20 мин

3 ч

2ч 25 мин

Густая наста

Жидкая паста

Жидкая паста

Жидкая паста

12

° Таблица 8

907222

Буровой раствор, содержащий ССБ-4, г/л .

Nazi 2,8

Ca(AI)g 1, 5

CaClg

NaC1 180

MgClg 18

1БОА 2

Смесь раствора

Буферная жидкость

Параметры

1:3

1:9

8 22 30

132 88 125

35 сПз 9 0, дн/,м

150

Таблица

Буровой раствор, содержащий, г/л:

NaC1 1 80

CaClg 100 ! 1гС1g 18

Ъ !Т 2

Смесь буровой раствор .буферная жидкость

Буферная жидкость

Параметры

1:1

6 8

Буферная Буровой раствор, жидкость содержащий, г/л:

NaC1 180

CaClg 100

МдС1ф 18 1:1

Ха1сад 2

6 7

1:0 сПз 15 дн/cM 45

32

Таблица 10

Параметры

1:9 сПэ 14

i>, Дн/см 38

32

Лигнин

Сода кальцинированная

Водорастворимая соль алюминия или железа

4,8-12 4

0,50-1,35

0,94-2,50 формула изобретения .Термосолестойкая буферная жидкость, содержащая лигнин, кальцинированную соду, утяжелитель и воду, э т л и ч а ю щ а я с я тем, что, с целью повышения термостабильности буферной жидкости до 150 С, она дополнительно содержит водораствори:1л1 соль алюминия или железа при

Смесь буферная жидкость: буровой раствор следующем соотношении ингредиентов, вес.%:

13 907222

50,5-81,3

Остальное

Утяжелитель

Вода

Составитель В.Ягодин

Техред E.Харитончик Корректор М.Коста

Редактор Н.Рогулич

Заказ 541/41 Тираж б24 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Источники информации, принятые во внимание при зкспертизе

1. Катенев Е.П. и др. Термосолестойкая буферная жидкость с регулиl4 ровочным весом и пониженной водоотдач ей.-Материалы 111 республиканской конференции. Киев, "Наукова думка", 1974, 2. Авторское свидетельство СССР

9721522, кл. E 21 В 33/138, 1977 (прототип).

Термосолестойкая буферная жидкость Термосолестойкая буферная жидкость Термосолестойкая буферная жидкость Термосолестойкая буферная жидкость Термосолестойкая буферная жидкость Термосолестойкая буферная жидкость Термосолестойкая буферная жидкость 

 

Похожие патенты:

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

Изобретение относится к цементным тампонажным растворам 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