Буферная жидкость

 

Союз Советских

Социалистических

Республик

О П И С А Н И Е ()635223

ИЗОБРЕТЕИИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свпд-ву— (22) Заявлено 23.09.77 (21) 2525898/22-03 с присоединением заявки ¹â€” (23) Приоритет— (51) М.Кл Е 21 В 33/14

Государственный комитет по делам изобретений и открытий (43) Опубликовано 30.11.78. Бюллетень ¹ 44 (53) УДК 622.245 43 (088.8) (45) Дата опубликования описания 26.12.78 (72) Авторы изобретения

В. А. Прасолов, С. И. Алчина и Н. Г. Пестрецова

Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности

1 (71) Заявитель

1 ( (54) БУФЕРНАЯ ЖИДКОСТЬ

r... 5

0,3 — 0,5

2,5 — 3,0

Остальное

Дrrcoльван ромпик

Вода

Изобретение относится к производству буферных жидкостей и может быть использовано в нефтегазовой промышленности н горном деле для разделения бурового и тампонажного растворов при цементировании скважин.

Известны буферные жидкости на основе нефти и нефтепродуктов, применяемые при бурении на нефтеэмульсионных буро вых растворах (1). 10

Однако такие буферные жидкости плохо предотвращают смешение бурового и тампона>кного растворов и недостаточно хорошо очищают стенки скважины от остатков бурового раствора. 15

Наиболее близкой по составу из известных является буферная жидкость на основе водного раствора дисольвана (2).

Однако при использовании данной буферной жидкости не достигается полная степень очистки стенок скважины от остатков бурового раствора на углеводородной основе.

Целью изобретения является повышение эффективности буферной жидкости, т. е. ее способности разрушать и удалять корки и пленки промывочной жидкости на углеводородной основе со стенок скважины и колонны, а также обеспечивать необходимую полноту вытеснения промывочной жидкости этого типа из затрубного пространства, подлежащего цементированию.

Это достигается тем, что в известную буферную жидкость, представляющую собой водный раствор дисольвана, дополнительно вводится хромпнк (КеСг От) при следующем соотношении ингредиентов, вес. %:

Данная буферная жидкость готовится путем механического перемешивания компонентов в воде при температуре 20 — 40 С.

При воздействпп буферной жидкости указанного состава на корку или пленку промывочной жидкости на углеводородной основе происходит их разрушение. Действие хромпика в водном растворе дисольвана заключается в том, что он уменьшает силы внутреннего сцепления между молекулами вытесняемой жидкости и вызывает окисление оргаш ческой основы.

Оптимальное содержание в воде хромпика в сочетании с дисольваном установлено экспериментальным путем посредством оценки влияния концентрации ком635223

Таблица 1

Прочность, кгс/смг

Компоненты буферной жидкости юз а3

v о., О я адгсзпп в контактных зонах цементного камня при изгибе

22,9 0

Техническая вода

Вода + 3% СаС1

Вода + 2% 14агСОз

Вода + 3% NaгСОз

Вода -, — 4ю, ХагСОз

Вода -! 0,3% днсольвана

Вода + 0,5% днсольвана

Вода + 0,7% дисольвапа

Вода + 2% СаС!г + 0,3% дисольвана

Вода + 3% СаС1г+ 0,5% дисольвана

Вода + 4% СаСlг + 0,7% дисольвана

22,9

23,1

0,021

0,096

23,1

0,130

23.1

0,016

24,3

0,096

24,3

0,118

24,3

0,006

24,7

0,036

i24,7

0,040

24,7

Вода + 2% ИагСОз + 0,3% дисольвана

25,6

Вода + 3% 1ЧагСОз + 0,5% дисольвана

0,015

25,6

Вода + 4% ХагСОз + 0,7% дисольвана

0,020

25,6

0,017

Вода + 2% КгСггОг

Вода + 3% КгСггОг

Вода + 4% КгСггОг

Вода + 2% КгСггОг

Вода + 3% КгСггОт

Вода + 4% КгСггОг + 3% СаСlг

Вода + 2% КгСггОг + ХагСОз

Вода + 3% КгСггОт + 3% 1х1агСОз

Вода + 4% КгСггОг+ 3% 1ЧагСОз

23,6

0,050

23,6

0,062

23,6

0,006

23,9

0,027

23,9

0,032

23,9

0,016

22,8

0,065

22,8

0,074

22,8

0,102

22,9

0,418

22,9

0,500

22,9 понентов растворов на прочность адгезин цементного камня (см. табл. 1) . Следуе г отметить, что при добавках реагентов больше того количества, которое указано в строках 4, 7, 10, 18, 16, 19, 22, 25 табл. 1, прирост прочности адгезии незначительный и не определяет дополнительных затрат средств (см. строки 5, 8, ll, 14, 17, 20, 28, 26); при меньших количествах прочность адгезии существенно ниже (см. строки 8, б, 9, 12, 15, 18, 21, 24). Можно также заВода + 2% КгСггОг + 0,5% дисольвана

Вода + 3% КгСггОт + 0,5% дисольвана

Вода + 4% КгСггОг + 0,5% дисольвана ключить, что каждый в отдельности компонент, будь то соли или ПАВ, неэффективны (строки 2 — 8, 15 — 17). Столь же неэффективны комбинации солей кальция и натрия с ПАВ (строки 9 — 14). Низкими значениями прочности адгезии характеризуются контактные зоны после очищения поверхности растворами хромпика и хлористого кальция, хромпика и кальцинированной соды (строки 18 — 28).

635223

Таблица 2

Статическое напряжение сдвига (СНС), лг/с,к-"

15 через через

1 лшн 10 мин

Добавка буферной жидкости, в к объему ИЭР

Формула изобретения

21,148, 31,100

Без добавок

2,488

150

1,244

200

0,3 — 0,5

2,5 — 3,0

Остальное

Дпсольван

Хромпик

Вода

Составитель В. Бакшутов

Техред И. Рыбкина

Корректор С. Файн

Редактор Д. Павлова

Заказ 955/1510 Изд. Ме 339 Тираж 692 Подписное

НПО Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

Тип. Харьк. фил. пред. «Патент»

Степень очищения затрубного пространства =-ависит также от способности буферной жидкости повышать подви кность вытесняемой промывочной жидкости при смешивании с ней. Эта способность предлагаемой оуферпой жидкости высокая. Значения статического напряжения сдвига (СНС) промывочной жидкости, частично разбавленной буферной жидкостью предлагаемого состава, показаны в табл. 2. 10

В экспериментах, результаты которых приведены в табл. 1 и 2, использован инвертный раствор.

Эффективность буферной жидкости согласно изобретению в случае ее применения при бурении эмульсией первого рода 30 (например, нефтеэмульсионным раствором

НЭР) повышается.

Буферная жидкость испытана в промышленных условиях на Русском месторождении при цементировании эксплуата- 35 ционной колонны в скважине P-42 после вскрытия продуктивного пласта на инвертном эмульсионном растворе. Получено высокое качество контактных зон цементного камня во всем интервале цементирования. 40

Экономическая эффективность буферной жидкости обусловлена сокращением средств на ремонт негерметпчного затрубного пространства, в особенности в скважинах, предназначенных для теплового воздействия на продуктивные пласты. Для последнего случая повышение прочности монтажных зон становится одной нз главных 32д2ч, так как преме11енп(о тепловых методов интенсификации добычи нефти сопутствует подвижка колонны вследствие теплового удлинения.

Ожидаемый экономический эффект в расчете на одну скважину составляет

2 тыс. руб., с учетом объема внедрения в

100 скважинах на промыслах Главтюменьнефтегаза — 200 тыс. руб. ежегодно вплоть до 1980 года.

Буферная жидкость для разделения бурового и тампонажного растворов при цементировании скважин, содержащая в качестве основы водный раствор дисольвана, отличающаяся те.м, что, с целью улучш ения очистки стенок скважины от остатков бурового раствора, она дополнительно содержит хромпик (К Сгз07) при следующем соотношении ингредиентов, вес. %.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе:

1. Временная инструкция по применению буферных систем при цементировании обсадных колонн, Краснодар, ВНИИКрНефть, 1975.

2. Инструкция по применению нефтяных и газовых скважин. M., ВНИИОЭНГ, 1975, с. 100 — 102.