Буферная жидкость Советский патент 1981 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, а именно для разделения бурового и тампонаж-. него растворов в процессе цементирования. Известен состав для разделения потоков жидкостей, представляющий собой трехкомпонентную гелеобразную смесь из рйстворов полиакриламид, гексарезорциновой смолы и формалина Недостатки известного разделителя состоят в низкой плотности, сложности приготовления в технологическом отношении и дефицитности используемых компонентов. Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой является буферная жидкость йа углеводородной основе (дизтоплива), которая содержи органофильную глину, воду, поверхнос тно-активное вещество, органический компонент (дизтопливо) и добавку. При необходимости использования буферной жидкости повышенной плотнос ти утяжеление ее предусматривается стандартными утяжелителями (например баритом), которые являются инертными материалами, т.е. наполнителями. оказывающими главное влияние на плотность раствора 2J. Недостатком этой буферной жидкости является отсутствие у нее вязкоупругих свойств при смешении с системами буровых и тампонажных растворов и тем самым необеспечение полного вытеснения (замещения) растворов, что снижает качество крепления заколонного пространства. Цель изобретения повышение эффективности разделения бурового раствора от тампонажного. Указанная цель достигается тем, .что в известную буферную жидкость, содержащую органическийкомпонент, глинопорошок, поверхностно-активное вещество, воду и добавку в качестве органического компонента введен фло.тореагент Т-бб, а в качестве добавкикарбоксиметилцеллюлозу ингредиентов, вес.ч.:: Вода40-60 Флотореагент Т-66 40-60 ГлинопорошокIO-2O Поверхностно-активное вещество 0,5-1 Карбоксиметилцеллюлоза0,5-2 Флотореагент Т-бб выпускается Волжским и Тольяттинским заводами синтетического каучука по ТУ-38-103243-74 Буферную жидкость приготавливают следующим образом. В расчетном количестве воды растворяют 0,5-2 вес.ч. полимера (высоко молекулярного соединения)-, например КМЦ. В полученный раствор добавляют поверхностно-активное вещество(ПАВ)0,5-1 вес.ч. После добавки реагента Т-бб приготавливают эмульсию для затворения твердой фазы, в которую вводят 10-20 вес.ч. глинопорошка (бентонита) до получения необходимой вязкости-. В табл. 1 показано изменение плотности и вязкости буферной жидкое ти в зависимости от добавки глинопорошка (бентонита); в табл. 2 - увеличение вязкости при содержании в буфере 20 вес.ч. глинопорошка в зави симости от добавки полимера (КМЦ-500 в количестве 0,4-2%; в табл. 3 - изменение вязкости в зависимости от содержания в жидкости затворения раз личного количества воды и флотрреагента Т-бб при постоянном сохранении остальных ингредиентов; в табл. 4 влияние на структурную вязкость добавки высокомолекулярного соединения и глинопорошкА; в табл. 5 - вязкоупругие свойства предлагаемых жидкосте при смешении их с тампонажным раство ром; в табл. б - вязкоупругие свойст ва известных жидкостей при смешении их с тампонажным раствором; в табл. 7 - изменение вязкости при смешении буферной жидкости с буровым раствором; в.табл, 8 - снижение вязкости буферной жидкости по мере увеличения температуры. При этом следует отметить, что фильтрация всех испытанных составов буферных жидкостей при комнатной тем пературе и давлении над фильтром 300 кгс/см (перепад давления 30 кгй/см) равна О при перемешивании. Увеличение температуры до и давления до 600 кгс/см (перепад давления 60 кгс/см) приводит к некоторому увеличению скорости фильтра ции до 0,04 см /мин-см. Вязкоупругие свойства предлагаемых буферных жидкостей особенно наглядно проявляются при смешении их с тампонажным раствором. Добавка буферной жидкости вязостью 47 с в количестве 10-20% в ампонажный раствор вязкостью 130 с приводит к увеличению вязкости и образованию с частицами твердой .фазы тампонажного раствора коллоидированных адсорбционных слоев с толстыми гидратными оболочками, придающими смеси буферной жидкости с тампонажным раствором свойства упруговязких тел, способствующих поршневому вытеснению. Такого эффекта образования объема с упругрвязкими свойствами, способствующего полному вытеснению (замещению) бурового раствора, не наблюдается при смешении ранее известных буферных жидкостей с тампонажным раст%ором. Предлагаемая буферная жидкость способствует эффективному отмыву стенок скважины от корки (пленки) бурового раствора, так как при смешении с буровым раствором вязкость резко снижается в контакте жидкостей, что приводит к турбулентному течению жидкости, при котором возможность отлива увеличивается. Постепенное уменьшение значения вязкости бурового раствора от не течет без добавки буферной жидкости до 40-38 с при 30-50% ее содержанид прказывае.т на совместимость предлагаемой буферной жидкости с буровыми растворами. При этом, так как внешней фазой является органика, вязкость буферной жидкости снижается по мере увеличения температуры. Это приводит к тому, что режим течения в стволе скважины развивается при более низких скоростях закачки буферного агента. Как видно из табл. 1-5,7 .и 8, предлагаемая буферная жидкость обладает широкими возможностями регулирования вязкости (от 26 с до не течет) , очень низкой водоотдачей (скорости фильтрации до 0,04 см/мин) и, таким образом, не загрязняет продуктивный пласт, обеспечивает хорошее, замещение бурового раствора, имея свойства вязко-пластичной жидкости. Кроме того, предлагаемая жидкости совместима со всеми системами буровых растворов на углеводородной и водной основах. Т а б.л и ц а 1.

Таблица. 2

10

50 воды

50 флотореагента

1 1 1 1 1

30 ,

40

50

60

70

50 воды

50 флотореагента

Добавка буферной жидкости, % Тампонажный раствор

81

62

47

29

IT а б л и ц а 3

Не течет

114

34

58

240

Таблица 4

6,45

Таблица 5

Условная вязкость, с

10 526

20 30

50 40 336 61 Добавка буферной, жидкости, % Та1Л11Снажкый раствор Добавка буферной жидкости, % Буровой раствор на нефтяной основе Температура, С 22 30 40 , Структурная вязкость, СПЗ .125 131 11 Формула изобретения Буферная жидкость для разделения бурового и тампонажного растворов, содержащая глинопорошок, воду, позер хностно-активное вещество, органический компонент и добавку, отличающаяся тем, что, с целью п вышения эффективности разделения, в качестве органического компонента она сбдержит флотореагент Т-бб, а в качестве добавки - карбоксиметилцеллюлозу, причем соотношение ингредиентов следующее, вес. ч-,: Глинопорошок10-20 Поверхностно-активное вещество 0,5-1 Т 1блица б ажущаяся (условная) вязкость, СП о10203050 94 7981,5 64,5 64.,5 Таблица. Условная вязкость, с 010 20 30 50 Не те- 46 43 40 38,5 Та б л и ц а 50 60 70 80 90 , , 105 79 70 89 58 Карбоксиметилцеллюлоза0,5-2 Вода40-60 Флотореагент Т-бб 40-60 Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Авто рское свидетельство СССР № 402635, кл. Е 21 В 33/13, 1976. 2.Процесс вытеснения глинистого раствора из межтрубного пространства скважин в условиях мерзлоты О i1 and Ga Z, 1975, № 41, 73, с. 8797; (прототип) .