Буферная жидкость Советский патент 1993 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буфер- ным жидкостям, применяемым при креплении скважин, и может быть использовано при креплении как холодных, так и горячих скважин.

Целью изобретения является повышение эффективности отмыва глинистой корки и расширение температурного диапазона применения.

Поставленная цель достигается описываемой буферной жидкостью, содержащей реагент для отмыва глинистой корки, пено- образующее вещество и воду.

Как показали проведенные лабораторные испытания, предлагаемая буферная жидкость при данном соотношении компонентов позволяет повысить степень отмыва глинистой корки до 94 % и расширить темпе- ратурный диапазон применения с 75 до 130°С.

Совместное присутствие КБП и оксиэти- лированного моноалкилфенола в составе

буферной жидкости позволяет усилить отмывающие глинистую корку свойства КБП и снизить скорость фильтрации цементного раствора, закачиваемого за буферной жидкостью, за счет создания временного экрана в порах пласта из пены, образующейся при приготовлении буферной жидкости.

Приготовление буферной жидкости проводили следующим образом: взвешивали необходимое количество реагентов КБП и АФ9-12, вводили в техническую воду и перемешивали до полного растворения реагентов. Затем для определения влияния температуры на исследуемые буферные растворы их помещали в термостойкую посуду и нагревали при непрерывном перемешивании магнитной мешалкой.

При испытании были использованы следующие материалы: концентраты сульфитно-дрожжевой бражки порошкообразный КБП, выпускаемый Соликамским ордена Ленина целлюлозно-бумажным комбинатом им. 60-летия Союза ССР (ГУ 81-04 225-79);

Ё

00 N3 СП СА 00 Ю

СА

оксиэтилированные моноалкилфенолы (условное обозначение при заказе: форма товарная неонола АФ9-12 типа СНПХ-Ш по ТУ 39 5765657-048-87).

При приготовлении буферной жидкости количество АФ9-12 составляло 0,008-0,5. Оптимальное содержание этого реагента в буферной жидкости определяли по объему и устойчивости образующейся пены. Критерий устойчивости - время уменьшения обь- ема пены на 50%, равное времени прокачивания буферной жидкости. Оптимальной является концентрация АФ9-12 в пределах 0,01-0,1 мас.%. При содержании 0.01 мас.% время устойчивого состояния пены резко снижается, что не удовлетворяет предъявляемым требованиям, а при содержании более 0,1 мас.% время устойчивого состояния удовлетворяет требованиям, однако объем пены увеличивается в 2-3 раза, что затрудняет прокачиваемость буферной жидкости насосами.

Оптимальное содержание реагента КБП находится в пределах 1.5-2%, 1%-ный водный раствор КБП снижает эффект отмыва почти наполовину; при 3%-ной концентрации КБП происходит некоторое снижение эффекта отмыва. При приближении к оптимальным концентрациям исследуемой жидкости отмечено высокое диспергирующее свойство реагента.

Эффективность предлагаемой буферной жидкости была проверена в лабораторных условиях путем сопоставления отмыва глинистой корки жидкостями, в состав которых входили различные концентрации КБП и оксиэтилированного моноалкилфенола.

Испытание проводили по известной методике.

Намыв глинистой корки производили на лабораторной установке, содержащей кер- нодержатель, представленный фланцами с резиновыми прокладками и шпильками, входная и выходная трубы, соединенные в единую циркуляционную систему, центробежный насос, кернодержатель с керном и приемный бак насоса, манометр и вые краны.

Первоначально керн, выдержанный в течение суток в воде, размещали в установку и в течение 30 мин фильтровали через него техническую воду под давлением 0,1 МПа. Затем керн взвешивали и возвращали э установку.

Приемный бак насоса заполняли глинистым раствором и в установке возбуждали циркуляцию жидкости. При этом во внутреннем канале керна создавалось давление, равное 0,1 МПа с помощью кранов, Зависимая от давления линейная скорость движения глинистого раствора выдерживалась в пределах 0,33-0,67 м/с. По истечении 30 мин динамической фильтрации раствора керн освобождался. Рыхлую часть корки удаляли водой, измеряли толщину оставшейся на стенках плотной части корки и после повторного взвешивания керна установку собирали. При этом бак установки заполняли буферной жидкостью.

Время циркуляции испытуемой буферной жидкости в установке - 30 мин, перепэд давления на керне был постоянным и pat- ным 0,1 МПа, линейная скорость движения жидкости во внутреннем канале - 0,4-0,6 м/с.

После разработки установки вновь производили взвешивание керна и по разности веса керна до обработки и после нее определяли вес разрушенной части керна.

В качестве модели проницаемой поро- 5 ды использованы керны из искусственных фильтрующих элементов, изготавливаемых опытным заводом строительной керамики ВНИИстройкерамика в соответствии с ТУ 21-28-25-78. При определении отмывающей способности исследуемой жидкости использованы керны высотой 158-160 мм с диаметрами, равными: наружный 58-60 мм, 0 внутренний 24-25 мм. При определении проницаемости кернов использованы сплошные цилиндрические керны высотой 20-22 мм и диаметром.30-32 мм.

Нами были испытаны 15 рецептур, из них 8 рецептур по чистым реагентам КБП и оксиэтилированный моноалкилфенол 5 (АФ9-12), 6 рецептур по предлагаемой буферной жидкости и 1 рецептура по известной.

Рецептуры испытанных составов и результаты испытаний приведены в таблице.

Как видно, из приведенных в таблице данных, при раздельном использовании Q КБП и АФ9-12 в качестве реагентов для отмыва глинистой корки степень отмыва ее ниже, чем при совместном их использовании и изменяется от 35,0-84,1% до 94% соответственно (см. рецептуры 7, 3 и 13).

Наиболее высокая степень отмыва получена при содержании КБП в составе буферной жидкости в количестве 1,5-2,0%, а 5 оксиэтилированного моноалкилфенола - 0,01-0.1% (см. рецептуры iSfeN- 10, 14).

Буферная жидкость предлагаемого состава обладает значительно более высокой отмывающей способностью, что позволяет достигнуть наиболее полного удаления гли- 0 нистой корки с поверхности проницаемой породы и повысить качество крепления как горячих, так и холодных скважин.

Проведены также исследования эагу- стеваемости предлагаемой буферной жидкости на границе возможного смешивания с буровым и тампонажным растворами, которые показали, что смешивание предлагаемой буферной жидкости с контактируемыми растворами в любых соотношениях не способствует повышению вязкости раствора.

Технико-экономическая эффективность заявляемого способа достигается в результате повышения степени отмыва глинистой корки со стенок скважины до 94% против 80% по известному (прототипу), что соответ-г ственно приводит к повышению качества крепления скважин, позволяющего сократить количество скважин с преждевременным обводнением.

Формула изобретения Буферная жидкость для разделения бурового и тампонажногс растворов, содержащая реагент для отмыва глинистой корки в скважине, пенообразующее вещество и воду, отличающаяся тем, что в качестве реагента, отмывающего глинистую корку, она содержит порошкообразный концентрат сульфитно-дрожжевой бражки, а в качестве пенообразующего вещества - оксиэтилированный моноалкилфенол при следующем соотношении ингредиентов, мае. %:

Порошкообразный концентрат сульфитно-дрожжевой бражки 1,5-2,0 Оксиэтилированный моноалкилфенол0,01-0.10 Вода Остальное

Продолжение таблицы

Использование, бурение и крепление нефтяных и газовых скважин Сущность: буферная жидкость содержит, мае %: порошкообразный концентрат сульфитно-дрожжевой бражки 1,5-2, оксиэтилированный моноал- килфенол 0,01- 0.1; вода остальное. 1 табл.