Буферная жидкость
Иллюстрации
Реферат
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. сеид-вуСоюз Советскик
Социалистическиз
Республик
<о989043
1 ф.=г г (22) Заявлено 01.04.81 (21) 3303954/23-03
Р М К з
Е 21 В 33/138 с присоединением заявки М—
Государственный KQNlltcT
СССР по делам изобретений и открытий (23) Приоритет
f53) УДК 622. 245. .44(088.8) Опубликовано 150183. Бюллетень HP 2
Дата опубликования описания 15. 01. 83
Л. П. Поляков, Л. И. Раев, A. Г. Ансф ин, Б.
Б. А. Шишакин и В. В. Неменкова: (72) Авторы изобретения.... -т
Конструкторское бюро ПроизводствеНного .объединения -", "Саратовнефтегаз"
" "-- j (71) Заявитель (54) БУФЕРНАЯ ЖИДКОСТЬ
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буферным жидкостям, применяемым для разделения потоков бурового раствора и тампонирующей смеси.
Известно использование солярового масла или нефти в качестве разделите° ля потоков бурового раствора и тампонирующей смеси на углеводородной основе (11.
Однако соляровое масло и нефть не обеспечивают надежное разделение потоков бурового раствора и тампонирующей смеси при транспортировке их по трубам, что нередко приводит к преждевременному образованию непрокачиваемого тампона в трубах и, как .следствие этого, — к аварийной ситуации. Это обусловлено ускоренным процессом замещения солярового масла буровым раствором., в результате чего последний вступает в контакт с компонентами тампонирующей смеси и способствует их гидратации, влекущей за собой потерю прокачиваемости. Особенно часто это происходит при закачивании тампонирующей смеси на глубины, превышающие 2000 м. Поэтому до последнего времени суспензии бетонитового глинопорошка или глиноцементной смеси в углеводородной жидкости, несмотря на их эффективность, применяли на небольших глубинах.
Известна также буферная жидкость для разделения потоков бурового раствора и тампонирующей смеси, содержащая водные растворы полиакриламида н хлорного или сернокислого железа(2).
Эта буферная жидкость обладает вязко-упругими свойствами и надежно разделяет потоки бурового и тампонажного растворов на водной основе. Однако при использовании ее для разделения потоков бурового раствора и тампонирующей смеси на углеводородной основе, при контакте с компонентами тампонирующей смеси происходит ускоренная гидратация последних и, как следствие, образуется непрокачиваемый тампон на границе их контакта.
Целью изобретения является предотвращение преждевременного образования в трубах непрокачиваемого тампона при использовании тампонирующей смеси на углеводородной основе.
Указанная цель достигается тем, что буферная жидкость для разделения потоков бурового раствора и тампонирующей смеси, содержащая воду, полиакриламид и соль, дополнительно со989043
Полиакриламид (в пересчете на сухое вещество)
Хлористый натрий
1,4-1,5
12-16,5
11-13
Эмультал
Сбстав б ферной жидкости, Ъ
Период времени от начала контакта до потери прокачиваемости, мин
Эмультал
NaCl
Полиакриламид
Вода
0,5
99,5
2,0
98,0
5,0
95,0
5 0
2,0 93,0
1,0
84,0
15,0
79,5
20,0
0,5
73,0
25,0
2,0
94,5
5,0
0,5 держит эмультал, а в качестве соли используется хлористый натрий при следующем соотношении ингредиентов, вес.Ъ:
Вода Остальное 10
Эффективность предлагаемый буферной жидкости и прототипа оценивается в лабораторных условиях. В качестве тампонирующей смеси суспензию бентоI5 ,нитового глинопорошка в соляровом масле, которая часто применяется для тампонирования зон поглощения.
Оценка надежности разделения поТоков тампонирующей смеси и бурового раствора производится на экспериментальной установке, представляющей собой У-образную трубку на штативе, в которой имитируется прокачка аген.та (бурового раствора, разделителя потоков, и тампонирующей смеси) и фиксируется время прекращения прокачиваемости. .Оценка влияния на прокачиваемость тампонирующей смеси при смешении ее . с разделителем потоков в соотношении 30
2:1 производится на консистометре
КЦ-5. При этом конец прокачиваемости фиксируется при достижении смесью вязкости 30 пз.
Соляровое масло быстро (в течение 35
30 c) замещается буровым раствором, в результате чего последний вступает в контакт с суспензией глинопорошка;, при смешении граничных слоев суспензии и бурового раствора через 15 мин 4р .образуется плотный непрокачиваемый тампон. Прототип при смешении с тампонирующей смесью в течение 1 мин образует непрокачиваемый тамон.
Результаты лабораторных исследований приведены в таблице.
Ни полиакриламид (опыты 1-3), ни эмультал (опыт 16), взятые в отдельности и растворенные в воде, не обеспечивают предотвращение образования непрокачиваемого тампона в трубах.
Водные растворы двух агентов в сочетании,полиакриламид-NaC1 (опыты 4-7), полиакриламид-эмультал (опыты 8-15) дают аналогичйые результаты.
Оптимальным является состав. включающий, В: полиакриламид 1-4-1,5,хлористый натрий 11-16,5 и эмультал 1113, вода — остальное.
Верхняя граница концентрации компонентов установлена по соображениям экономической целесообразности, так как превышение ее не дает дополнительных преимуществ разделителю и в то же время ухудшает условия приготовления его.
Снижение нижней гарницы концентрации полиакриламида при оптимальном составе остальных компонентов ведет к ограничению сроков прокачиваемости суспензии по трубам (опыты 35, 37 и 38). Аналогичные результаты получены при снижении концентрации NaCl (опыт 39) и эмультал (опыты 33 и 34) .
Предложенный состав разделителя потоков бурового раствора и компонентов тампонирующей смеси в углеводородной среде исключает образование непрокачиваемого тампона в трубах при ликвидации поглощений с применением этих смесей, что дает возможность расширить область их эффективного применения без ограничения глубины расположения зон поглощения.
989043
Продолжение. таблицы
Вода
Полиакриламид
89,0
10,0
1,0
13,0
10, 85,3
1,7
89,2
1,8
9,0
1,9
93,5
4,6
83,0
2,0
15,0
5,0
2,0
93,0
83,9
10,0
2,0
20,0
80,0
80,0
20,0
5,0
84,5
10,0
0,5
10,0
69,5
20,0
0,5
69,5
0,5:
15,0
15 0
74,0
20,0
5,0
1,0
74,0
1,0
15,0
10,0
1,0
74,0
5,0
20,0
1,5
5 0
5 0
10,0
10,0
1,5
1,5
63,5
15 0
20,0
63,5
15,0
1,5
20,0
1,5
73,0
13,0
12,5
70,1
11,0
1,4
16,5
10,0
73,0
15,0
2,0
58,0
20,0 20,0
2,0
83,0
5 0
10,0
2,0
1 5
73,5
16,0
9,0
1,4
12,5
10,0
76,1
1,0
12,5
11,0
75,5
45
1,4
12,5
76,1
1,3
12,5
75,2
Состав буферной жидкости, 8
Эмультал
NaC1
10,0
11,0
88,5 ф
78,5
Период времени от начала контакта до потери прокачиваемости, мин
989043
Продолжение таблицы
Период времени от начала контакта до потери прокачиваемости, мин
Состав буферной жидкости,%
Эмультал Вода
Na.С 1
Полиакриламид
11,0
75,3
12,5
1,2
76,6
10,0 12,0
12,0 11 0
1,4
75,6
1,4
11,0 11,0 76,6 120
1,4!
П р и м е ч а н и е. Потеря прокачиваемости наступила из-за смешения тампонирующей смеси с буровым раствором.
12-16,5
11-13
Хлористый натрий
Эмультал
2. Авторское свидетельство СССР
М 732499, кл. E 21 В 33/14, 1977 (прототип) °
Составитель В. Ягодин
Редактор Л. Повхан Техред A.Áàáèíåö Корректор Г. Orap
Заказ 11043/43 Тираж 601 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, .4
Формула изобретения
Буферная жидкость, содержащая воду, полиакриламид и соль, о т л ич а ю щ а я с я тем, что, с целью предотвращения преждевременного образования в трубах непрокачиваемого тампона при использовании тампонирующей смеси на углеводородной основе, она дополнительно содержит эмультал, а в качестве соли используется хлорис-ЗО тый натрий при следующем соотношении ингредиентов, вес.Ъ:
Полиакриламид (в пересчете на сухое вещество) 1 4 1 5 35
Вода Остальное
),ь
Источники информации, принятые во внимание при экспертизе
1. Роджерс В. ф. Промывочные жидкости для бурения нефтяных скважин.
N., Гостоптехиздат, 1960, с. 394.