Буферная жидкость

Союз Советских Социалистических Республик(61) Дополнительное к авт. свпд-в 51) М.Кл. Е 21 В 33 22) Заявл 3.09.77 (21) 2525898/22-03 с присоединением заявки М Государственный коми 23) Приоритет -43) Опубликовано 30.11,78. Бюллетень ЪЪ 44 (53) УДК 622.245 4Г 088 8)45) Дата опубликования описания 26.12.78 СССР о делам изобретений и открытий. И, Алчи Пестрецов фтя ной исследовательскии институт промышленности:сКОСТЬ 54) БУФЕРНА из затрубноо цементировочнои жидкости этого пространства, подв анию.Это достигается5 буферную жидкость,бой водный раствортельно вводится хрследующем соотнопвес. %:0 о типлежащ о в известную вляющую соана, дополни- (К,СгО,) при ингредиентов,тем, чт предст дисоль омпик енин 0,3 - 0,5 2,5 - 3,0 стально ДпсольванромпикВода хром- станов- посреди комИзобретение относится к производствубуферных жидкостей и может быть использовано в нефтегазовой промышленности игорном деле для разделения бурового итампонажного растворов при цементировании скважин.Известны буферные жидкости на основе нефти и нефтепродуктов, применяемыепри бурении на нефтеэмульсионных буро.вых растворах 1,Однако такие буферные жидкости плохо предотвращают смешение бурового итампонажного растворов и недостаточнохорошо очищают стенки скважины от ос.татков бурового раствора.Наиболее близкой по составу из известных является буферная жидкость на основе водного раствора дисольвана 2,Однако при использовании данной буферной жидкости не достигается полнаястепень очистки стенок скважины от остатков бурового раствора на углеводородной основе.Целью изобретения является повышение эффективности буферной жидкости,т. е. ее способности разрушать и удалятькорки и пленки промывочной жидкости науглеводородной основе со стенок скважины и колонны, а также обеспечивать необходимую полноту вытеснения промы 15 Данная буферная жидкость готовитсяпутем механического перемешивания компонентов в воде при температуре 20 - 40 С, При воздействии буферной жидкости указанного состава на корку или пленку про мывочной жидкости на углеводороднойоснове происходит их разрушение. Действие хромпика в водном растворе дисольвана заключается в том, что он уменьшает силы внутреннего сцепления между моле кулами вытесняемой жидкости и вызываетокисление оргаш ческой основы.Оптимальное содержание в водепика в сочетании с дисольваном у лено экспериментальным путем0 ством оценки влияния концентраци635223 понентов растворов на прочность адгезин цементного камня (см. табл. 1). Следуег отметить, что при добавках реагентов больше того количества, которое указано в строках 4, 7, 10, 13, 1 б, 19, 22, 25 табл. 1, прирост прочности адгезии незначительный и не определяет дополнительных затрат средств (см. строки Б, 8, 11, 14, 17, 20, 23, 2 б); при меньших количествах прочность адгезии существенно ниже (см. строки 3, б, 9, 12, 1 б, 18, 21, 24). Можно также заТаблица 1 Прочность, кгс/смг Компоненты буферной жидкостицементного камня при изгибе3 22,9 0 Техническая водаВода + 3% СаСгВода + 2% 14 агСОзВода + 3% ГагСОзВода 4% ХагСОзВода -1- 0,3% дисольваиаВода + 0,5% дисольванаВода + 0,7% дисольвапаВода + 2% СаСг+ 0,3% дисольвана Вода+ 3% СаС 1 г+ 0,5% дисольвана Вода+ 4% СаСг+ 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 10 0,040 Вода + 2% ИагСОз + 0,3% дисоль- вана 12 25,6 Вода + 3% ЧагСОз + 0,5% дисоль- вана 13 0,015 25,6 Вода + 4% ХагСОз + 0,7% дисоль. вана 14 0,020 25,6 0,017 Вода + 2% КгСгг 07Вода + 3% КгСгг 07Вода + 4% КгСгг 07Вода + 2% Кгсгг 07Вода + 3% КгСгг 07Вода + 4% КгСгг 07 + 3% СаС 1 гВода + 2% КгСгг 07+ ХагСОзВода + 3% КгСгг 07+ 3% 1 х 1 агСОзВода + 4% КгСгг 07 + 3% ХагСОз 23,6 15 0,050 23,6 16 0,062 23,6 17 0,006 23,9 0,027 23,9 19 0,032 23,9 0,016 22,8 21 0,065 22,8 22 0,074 22,8 23 Вода + 2% КгСгг 07 + 0,5%дисольвана 0,102 22,9 ВОДа + 3% КгСгг 07 + 0,5%дисольвана 25 0,418 22,9 Вода + 4% КгСгг 07 + 0,5%дисольвана 26 0,500 22,9 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 кальциниро ванной соды (строки 18 - 23).635223 Таблица 2 Статическое напряжениесдвига (СНС), мг/см-"15через через1 мин 10 мин Добавка буферной жидкости,в о/, к объему ИЭРФормула изобретения 21,148 , 31,100 Без добавок 2,488 150 1,244 200 0,3 - 0,5 2,5 - 3,0Остальное ДпсольванХромпикВода Составитель В. Бакшутов Техред И. Рыбкина Корректор С. айн Редактор Д. Павлова Заказ 955/1510 Изл Мо 339 Тираж 692 Подписное НПО Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж, Раушская наб. д. 4/5Тип. Харьк. фил. пред, Патент Степень очищения затрубного пространства зависит также от способности буферной жидкости повышать подвижность вытесняемой промывочной жидкости при смешивании с ней. Эта способность предлагаемой оуфериой жидкости высокая. Значения статического напряжения сдвига (СНС) промывочной жидкости, частично разбавленной буферной жидкостью предлагаемого состава, показаны в табл, 2. 10 В экспериментах, результаты которых 25 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 ционной колонны в скважине Рпосле вскрытия продуктивного пласта на инвертном эмульсионном растворе. Получено высокое качество контактных зон цементного камня во всем интервале цементирования. 40Экономическая 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 задач, так как преме 11 енпо 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, о т л и ч а ю щ а я с я те.м, что, с целью улучшения очистки стенок скважины от остатков бурового раствора, она дополнительно содержит хромпик (КСгз 07) 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. М., ВНИИОЭНГ, 1975, с. 100 - 102.