Буферная жидкость

+би о О ОС,иона мир Врешетку гп нием нврас цепом со ти раство ссе химическовпяется допопПри отсутствии центры звеньев с поливалентны разо ва что в вязко Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частностик цементированию обсадных колонн,Известна буферная жидкость дпя раздепения бурового и цементного растворовпри цементировании обсадных копонн,содержащая карбоксиметипцеппюлозу,капьцинированную содуводу и утяжепитель 1,Недостатками атой буферной жидкостиявляются высокая вязкость вв контактной зоны с цементным раствором исокращение его сроков схватывания.Наибопее близкой к предлагаемойявляется буферная жидкость, содержащая,ввс.%; карбоксиметипцеппюпозу 0,20,0,35; капьцинированную ипи каустическую соду 0,20-0,35; утяжепитепь 28,0053,80; пигнин 4,20-6,60; азотнокислыйхром 0,20-0,35 и воду - остальное2.Недостатком известной буферной жидкости. является Чипьное коагупяционноезагустевание ее контактных зон с разделяемыми буровым и тампонажиым юрастворами при температурах выше 100 С.Цепь изобретения - предотвращениекоагупяционного загустевания контактныхэон буферной жидкости с раздвпяемымирастворами при высоких температурак(до 175 С). Выдепяющаяся в проце го взаимодействия вода я итепьным разжижите пем молекул НТфК активные игнина вза имодействуют Поставпенная цель достигается тем,что буферная жидкость апя разделения бурового и цементного растворов, содержащая карбоксиметипцеппюпозу, капьцини рованную ипи каустическую соду, аигнини воду, допопнитепьно содержит нитрипотриметилфосфоновую киспоту при спвдующем соотношении ингредиентов, вес.%: Лигнин 1 0,6-1 2,0КарбоксиметипцеппюпозаКапьцинированиаяипи каустичвскаясода 0,5-3,0Нитрипотриметипфосфоновая киспота 0,02-0,5Вода Эста льнов Нитрипотриметылфосфоновая кислота . (ГГФК) представляет собой бепый порошок, хорошо растворимый и воде. При высокой температуре активные 25центры эпементарного звена пигнина ста- новятся очень реакционно способными, бпагодаря чему легко протекают электрофипьные реакции замещения с молекулами НТфК (по схеме), что предотвращает 30 деструкцию лигнина ходящими в кристаппичвоинистых минерапов, с обтворимых компонентов, провождается повышением ра Ф,0 ,2 2 3 0 33 0 2 2 36. 3 Качество предлагаемой буферной жидкости оценивают по вязкости смесей, образованных ею с минерализованнымибуровыми растворами, взятых в различ ных соотношениях, и по ее влиянию на время загустевания тампонажньФ растворов.Пластическую вязкость бурового расз вора, буферной жидкости и их смесей определяют при различных температурах с пОмОщью вибрационного вискозиметра ВВН-З, а время загустевания тампэнажных растворов и их смесей с буфер Ной ЖИДКОСТЬЮ С ПОМОЩЬЮ КОНСИСТС метра КЦ-З., В табл. 1 приведено изменение пластической вязкости буфбрной жидкости и ве смесей с буровым раствором в зави-, симости от концентраций НТфК при 23 и 160 дС; в табл. 2 - зависимость вязкости, буферной жидкости, минерализовав. ного бурового раствора и их смесей от температуры (минерализация бурового раствора 300 гlл); в табл. 3 - влияние буферной жидкости на время загустевания тампонажных растворов при 175 ОС.+0,5% НТфК 30 30 смесибуферная жидкость:буровой раствор 1: 9 38 23 26 40 смесибуферная жидкость:буровой раствор 1: 1 18 30 Та б лнца 3 Время загустевае- Консисте 1 шняБуферная жндкость Тампонажный растворння, мнн растворов Густая паста УШЦ; 0,1% ССБ;О,1% К СГО;В 1 Ц Без жидкости Лигнин, сода,КМЦ+0,5% НТСК ЖидкийГустая паста 140 То же ПрототипБез жидкости ШПЦС0,1% ССБ;0,1% К,сг О В/Ц 0,43 70 Лнгннн, сода; КМЦ+ 0,02% НТфК 160 Жидкий Густая наста Тооке Прототип Из прнведенных табпнц спедует, что предлагаемый состав не образует с мннерапнзованнымн буровыми растворамн высоковязкнх смесей н не сокрашает времени эагустевання тампонажных раствоо ров в ннтерване температур 20 - 175 С. Седнментацнонную устойчивость термосопестойкой буферной жидкости оценивают по измененаб ппотностн цоспе ее утяжепення. Утяжеление ведут барнтом нпн по 150 175 38 47 9 6 8. 10 вышеннем концентфаанн раствора сопи.Затем жндкость запивают в седнментацня онный цнпнндр н оставляют в покое. Через 15 мнн сливают верхнюю н нижнюю часта растворов н определяют Вх плот ность. Снстема считается седнментацнонно устойчнвойеспн нэмененне ее плот- И ности не превышает 0,1 гlсм-В табл. 4 прнведены цанные, характернзующнв седнментацнонную устойчнвость предлагаемой буферной жщкости.1025870 Таблица 4. Устойчивость буферной жидкости Ь за период, ч 0,5 1,0 1,5 2,0 0,02 0,03 0,028 0,03 0,012 0,02 О,ОЗ 0,04 0,0. 0,04 0008 001 0,07 Составитель В, Ягодин Редактор Л. Филь Техред И.Гайду Корректор А. ПовхЗаказ 4521/27 Тираж 603 ПодписноеБНИИПИ Государственного комитета СССРпо делам изобретений и открытий113035, Москва, Ж, Раушская наб., д, 4/5 Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4 Из табл, 4 следует, что предлагаемая буферная жидкость обладает способностью удерживать утяжелитель во взвешенном состоя нии,Таккм образом, применение предлагаемой буферной жидкости, позволит повысить качество цементирования затрубного пространства, исключить опасность осложнений при цементировании скважин в указанном интервале температур и даст значительный экономический эффект, так как сократит затраты времени на подбор ре 1 пецтур буферных жидкостей перед каждым,цемеитированием и предотвратит значи- тельные потери буровых и тампоиажных растворов из за коагуляции при их смешива нинеф Кроме того, предлагаемый состав может применяться для обработки буровых растворов, так как он снижает вязкость последних, а также для глушения скважин, так как обладает хорошей подвижф ностыо, седиментационной устойчивостьюи регулируемой плотностью.