БУФЕРНАЯ ЖИДКОСТЬ Российский патент 1998 года по МПК E21B33/138 C09K7/02 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям для обработки стенок скважины перед ее креплением.

Известна буферная жидкость (см. а. с. N 1266965, кл. E 21 B 33/138, 1986), содержащая в своем составе застабилизованный латекс, полиоксиэтилен и воду.

Известная буферная жидкость, как показала практика ее использования на промыслах, обладает высокой эффективностью в части снижения проницаемости стенок скважины, однако она не обладает отмывающей способностью глинистой корки и других включений - полимерных и нефтяных пленок и т.д.

Этот недостаток устранен частично в буферной жидкости (см. а.с. N 1201486, кл. E 21 B 33/138, 1985). Она содержит триполифосфат натрия, модифицированную метилцеллюлозу и воду.

Указанная буферная жидкость по технической сущности более близка к предлагаемой и может быть принята в качестве прототипа.

Обладая высокими показателями по отмыванию глинистой корки эта жидкость не обеспечивает отмыв полимерных и нефтяных пленок со стенок скважины, которые с истечением времени являются причиной межпластовых перетоков и других отрицательных последствий.

Целью настоящего изобретения является расширение функциональных возможностей, т. е. обеспечение одновременно возможности отмыва полимерных и нефтяных пленок со стенок скважины.

Поставленная цель достигается описываемым составом, включающем воду, триполифосфат натрия и добавку.

Новым является то, что в качестве добавки буферная жидкость содержит полимеризованный мономер диметилдиаллиламмония хлорида - водорастворимого полиэлектролита марки ВПК-402 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Триполифосфат натрия - 1,5 - 2,0
Водорастворимого полиэлектролита марки ВПК-402 - 0,025 - 0,1
Вода - Остальное
По мнению авторов, указанные отличительные признаки соответствуют критерию "существенные отличия" изобретения, поскольку полимеризованный мономер диметилдиаллиламмоний хлорида с аналогичной целью и в таком количественном соотношении не использовался и в научно-технической литературе, а также патентной документации не описывался.

Промысловые исследования предлагаемой буферной жидкости показали высокую эффективность по отмыву глинистой корки, полимерных и нефтяных пленок со стенок скважины.

Для приготовления буферной жидкости используют следующие материалы:
1. Полимерный мономер диметилдиаллиламмоний хлорида представляет собой высокомолекулярное соединение линейно-циклической структуры. Неограниченно растворим в воде, низких спиртах, растворах кислот и щелочей, негорюч, невзрывоопасен, мало токсичен, не имеет неприятного запаха. Выпускается Стерлитамакским ПО "Каустик" в виде бесцветной до желтого цвета жидкости по ТУ 6-05-20009-86.

2. Триполифосфат натрия представляет собой порошок белого цвета, легко растворяется в воде. Выпускается он промышленностью по ГОСТ 20291-74.

Приготовление буферной жидкости осуществляется следующим образом. В расчетном объеме воды сначала растворяют триполифосфат натрия (ТПФН) в количестве 1,5 - 2,0 мас.% перемешиванием, а затем вводят полимеризованный мономер диметилдиаллиламмония хлорида - водорастворимого полиэлектролита марки ВПК-402 в количестве 0,025 - 0,1 мас.%.

Установлено, что оптимальной является концентрация полиэлектролита марки ВПК-402 в переделах 0,025 - 0,1 мас.%. При снижении содержания 0,025 мас.% по эффективности не удовлетворяет установленным требованиям, а при повышении содержания его 0,1 мас.% - экономически нецелесообразно.

В процессе приготовления предлагаемой буферной жидкости и в готовой пенообразование в растворе не наблюдалось.

Отмыв глинистой корки с применением предлагаемой буферной жидкости составляет 82 - 85%, а отмыв полимерных и нефтяных пленок 95 - 100%.

Пример применения состава в промысловых условиях. В период подготовительной работы к цементированию сначала готовят 1,5 - 2%-ный раствор ТПФН созданием круговой циркуляции с помощью цементировочного агрегата по схеме мерная емкость - центробежный насос - чанок - поршневой насос - мерная емкость. Затем в полученную емкость жидкости вводят заданное количество водорастворимого полиэлектролита марки ВПК-402 из расчета 0,025 - 0,1 мас.%.

Предлагаемая буферная жидкость испытывалась в промысловых условиях на скважине N 39454 Западно-Лениногорской площади.

По вышеописанной технологии была приготовлена буферная жидкость из расчета 2 мас.% ТПФН и 0,025 мас.% полиэлектролита ВПК-402. При этом расход материалов составил:
вода техническая 6 м³,
триполифосфат натрия 120 кг,
полиэлектролит ВПК-402 15 кг.

Исходные данные скважины:
1. Забой скважины 2016 м.

2. Глубина спуска эксплуатационной колонны 2015,5 м.

3. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.

4. Диаметр скважины 216 мм.

После спуска эксплуатационной колонны в скважину была закачана насосным агрегатом указанная буферная жидкость в объеме 6 м³ и в завершающей стадии - цементный раствор для крепления скважины. Буферная жидкость, проходя по заколонному пространству, отмывает глинистую корку и имеющиеся там полимерные и нефтяные пленки со стенок скважины.

Отработанная буферная жидкость при выходе из затрубного на дневную поверхность имела следующий вид и объемы:
1,5 м³ - смешана глинистым раствором и незначительно содержит нефть;
3,5 м³ - содержит отмытую нефть до 15% и отмытую глинистую корку;
0,75 м³ - содержит отмытую глинистую корку с незначительным содержанием нефти в пределах 2 - 3%;
0,25 м³ - содержит отмытую глинистую корку без признаков нефти.

Цементный раствор, вышедший на дневную поверхность, нефти не содержит.

После ожидания затвердевания цемента проводились геофизические исследования на предмет определения качества крепления в контактных зонах цементный камень - порода и цементный камень - стенки обсадной колонны.

Результаты исследований - положительные.

Технико-экономическое преимущество предлагаемой жидкости заключается в расширении ее функции. Так, например, буферная жидкость не только отмывает глинистую корку, но и полимерную, и нефтяную пленки, что обеспечивает качественное цементирование скважины - монолитность контактных поверхностей цементный камень - порода. Это в свою очередь исключит межпластовые перетоки жидкостей, устранит одну из главных причин обводнения продукции пласта из-за негерметичности контактных поверхностей цементный камень - материнская порода.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям для удаления глинистых корок, полимерных и нефтяных пленок и направлено на расширение функциональных возможностей. Буферная жидкость содержит воду, триполифосфат натрия и полимеризованный мономер диметилдиаллиламмония хлорида - водорастворимый полиэлектролит марки ВПК-402 при следующем соотношении компонентов, мас.%: триполифосфат натрия 1,5 - 2,0, водорастворимый полиэлектролит ВПК-402 0,025 - 0,1, вода - остальное.

Буферная жидкость, включающая воду, триполифосфат натрия и добавку, отличающаяся тем, что в качестве добавки она содержит полимеризованный мономер диметилдиаллиаламмония хлорида - водорастворимый полиэлектролит марки ВПК-402 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Триполифосфат натрия - 1,5 - 2,0
Водорастворимый полиэлектролит ВПК-402 - 0,025 - 0,1
Вода - Остальноее