Буферна рідина

Буферная жидкость, содержащая наполнитель, поверхностно-активное вещество и воду, отличающаяся тем, что содержит золу-унос ТЭЦ в качестве наполнителя и лигносульфонатный реагент марки КССБ (конденсированная сульфитноспиртовая барда) в качестве поверхностноактивного вещества при следующем соотношении компонентов, мас.%: зола-унос ТЭЦ 20-50 конденсированная сульфитно-спиртовая барда 0,1-0,45 вода остальное. (19) (21) 96103970 (22) 21.10.1996 (24) 15.11.2000 (33) UA (46) 15.11.2000, Бюл. № 6, 2000 р. (72) Филь Володимир Григорович, Матушек Ростислав Романович, Єзлова Лариса Олександрівна, Костенко Дмитро Олексійович, Дунець Ігор Ількович, Домбровська Світлана Павлівна (73) АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО "УКРГАЗПРОМ" УКРАЇНСЬКИЙ НАУКОВО-ДОСЛІДНИЙ ІНСТИТУТ ПРИРОДНИХ ГАЗІВ (ДОЧІРНЄ ПІДПРИЄМСТВО) 29682 2,0 см 3/30 мин, седиментационную устойчивость 0,1 г/см 3. В примерах взяты допустимые верхний, нижний и средний пределы компонентов. Верхний предел введения КССБ равен 0,1%. При процентном содержании КССБ ниже 0,1% уменьшается отмывающая способность буферной жидкости, что характеризуется адгезией сцепления. Верхний предел наполнителя золы-унос составляет 25% к массе, при процентном содержании золы-унос ниже рекомендуемого предела, буферная жидкость не обладает структурой. Нижний предел введения КССБ в буферную жидкость составляет 0,45% к массе. При увеличении процентного количества КССБ (начиная с 0,5%) образуется густая пена, которая мешает работе насосов агрегатов в промышленном внедрении. Нижний предел ввода золы-унос составляет 50% к массе. При большем введении добавки наполнителя ухудшается седиментационная устойчивость буферной жидкости, а также больший расход добавки нерационален. Результаты лабораторных исследований по составу и свойства буферной жидкости приведены в табл. 1, 2, 3. Табл. 1 характеризует буферную жидкость как седиментационно устойчивую, с низкой водоотдачей. В табл. 1 представлена и адгезия цементного камня с поверхностью трубы после обработки скважины буферной жидкостью, что характеризует отмывающую способность рекомендуемой жидкости. По прототипу это т показатель у известной жидкости значительно ниже. Это свидетельствует о том, что предлагаемый состав обеспечивает прочность цементной крепи, исключая флюидоперетоки. В табл. 2 и 3 приведены совместимость буферной жидкости как с цементным, так и с буровым растворами. Испытания на совместимость проведены в консистометре КЦ-3 при температурах 90 и 120°С, давлении 50 и 65 МПа. Результаты испытаний по определению времени загустевания смесей с разными тампонажными и буровыми составами показывают, что рекомендуемая буферная жидкость совместима с ними, не снижает времени загустевания тампонажних и буровых растворов и не может оказывать отрицательного влияния на процесс цементирования. Таким образом, предлагаемый состав буферной жидкости удобен технически и технологически в применении. Его использование обеспечивает улучшенную подготовку скважины к цементированию за счет высокой степени отмывающей способности. В нефтяной и газовой промышленности применение буферной жидкости обязательно при цементировании всех скважин на нефть или газ с целью разделения бурового и тампонажного растворов и обеспечения сцепления цементного камня с металлической обсадной трубой. Используемая в предлагаемом изобретении зола-унос ТЭЦ соответствует ГОСТ 25-818-83, имеет удельную плотность 2800 кг/м 3. Обладает адсорбирующими свойствами; зола-унос содержит ионы гидроокиси кальция, за счет них она оказывает значительное физико-химическое воздействие на пленку бурового раствора, находящуюся на поверхности обсадной колонны и вступает с ней в химическое взаимодействие; одновременно, являясь грубой суспензией, обладает абразивным действием. С другой стороны, введение в комплексе с золой-унос поверхностно-активного вещества (лигносульфонатный реагент марки КССБ), которое тоже вступает в химический контакт с пленкой бурового раствора, увеличивается степень отмыва поверхности труб обсадных колонн, что позволяет провести качественный цементаж скважины. Технология приготовления буферной жидкости состоит в том, что в расчетном количестве воды сначала растворяют поверхностно-активное вещество - лигносульфонатный реагент КССБ в необходимом количестве, а затем в этот раствор вводят золу-унос ТЭЦ до необходимой плотности раствора. Предлагаемый объект сопровождается примерами осуществления. Пример 1 Буферная жидкость, имеющая состав: 0,5466 т/м 3 воды; 0,375 т/м 3 золы-унос ТЭЦ; 0,0784 т/м 3 - КССБ, тщательно перемешивается. Полученную смесь закачивают в обсадную колонну, вытесняя тем самым буровой раствор. Когда буферная жидкость перейдет в трубы (в обсадную колонну), проводят цементаж по принятой технологии. При этом буферная жидкость имеет плотность 1250 кг/м 3, условн ую вязкость - 40 с, водоотдачу 1,0 см 3/30 мин; седиментационную устойчивость 0,04 г/см 3. Пример 2 Буферная жидкость, имеющая состав: 0,3678 г/м 3 воды; 0,3678 т/м 3 - золы-унос ТЭЦ; 0,0742 т/м 3 - КССБ, тщательно перемешивается. Полученную смесь закачивают в обсадную колонну, вытесняя тем самым буровой раствор. Когда буферная жидкость перейдет в обсадную колонну, проводят цементаж по принятой технологии. При этом буферная жидкость имеет плотность 1300 кг/м 3, условн ую вязкость - 45 с, водоотдачу 1,75 см 3/30 мин, седиментационную устойчивость - 0,08 г/см 3. Пример 3 Буферная жидкость, имеющая состав: 0,1008 т/м 3 - воды; 0,838 т/м 3- золы-унос ТЭЦ; 0,0612 т/м 3 - КССБ, тщательно перемешивается. Полученную смесь закачивают в обсадную колонну, вытесняя тем самым буровой раствор. Когда буферная жидкость перейдет в обсадную колонну, проводят цементаж по принятой технологии. При этом буферная жидкость имеет плотность 1450 кг/м 3; условн ую вязкость - 48 с, водоотдачу 2 29682 Таблица 1 Состав и свойства, характеризующие разработанную буферную жидкость (Б.Ж.) 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 1250 1250 1250 1250 1250 1300 1280 1280 1280 1300 1300 1300 1450 1450 1450 1500 1510 52 40 40 40 40 42 42 42 42 45 45 45 48 48 48 50 50 Седиментационная устойчивость, г/см 3 79,95 79,9 74,95 74,9 74,75 74,7 74,55 69,9 69,75 69,7 69,55 59,75 59,7 59,55 49,75 49,7 49,55 44,55 39,5 Водоотдача, см3/30 мин. 0,05 0,1 0,05 0,1 0,25 0,3 0,45 0,1 0,25 0,3 0,45 0,25 0,3 0,45 0,25 0,3 0,45 0,45 0,5 Условная вязкость, с Вода техническая 20 20 25 25 25 25 25 30 30 30 30 40 40 40 50 50 50 55 60 Плотность, кг/м3 КССБ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Свойства буферной жидкости Температура опыта, °С № п/п Зола-унос Состав буферной жидкости, мас.% Структура отсутствует Структура отсутствует 2,0 1,13 1,0 0,04 1,0 0,04 1,0 0,04 1,0 0,04 1,5 0,06 1,5 0,06 1,5 0,06 1,5 0,06 1,75 0,08 1,77 0,08 1,75 0,08 2,0 0,1 2,0 0,1 2,0 0,1 2,0 0,12 3,2 0,26 Адгезия цементного камня с поверхностью трубы после обработки скважины буферной жидкостью, что характеризует ее отмывающую способность, МПа 4,72 8,05 9,00 9,00 9,25 9,07 9,02 9,92 10,15 9,85 11,15 11,34 10,0 11,25 11,56 12,64 12,64 34,3 48,3 56 33 25 25 Седиментационная устойчивость, г/см 3 0,65 1,0 Водоотдача, см3/30 мин. Барит 7,7 12,3 Условная вязкость, с Вода 1,35 3,4 Свойства буферной жидкости Плотность, кг/м3 NаОН 1 2 КССБ-2 № п/п Хромпик Состав буферной жидкости, мас.% Температура опыта, °С По прототипу 2040 1530 35 30 2,5 1,3 0,1 0,08 3 Адгезия цементного камня с поверхностью трубы после обработки скважины буферной жидкостью, что характеризует ее отмывающую способность, МПа 5,07 4,28 29682 Таблица 2 Влияние разработанной буферной жидкости (Б.Ж.) на время загустевания № п/п Тампонажний раствор (состав, плотность) 1 Цемент "ПЦТ-100" – зола/ 1:1 - 100%, декстрин - 0,2%, В:С* - 0,6; - 1640 кг/м З 2 Цемент "ПЦТ-100" - 100%, Декстрин - 0,2% В:С - 0,5; - 1820 кг/м 3 3 Цемент "ПЦТ-100" - 100%, НТФК - 0,05%, В:С - 0,5; - 1800 кг/м З Соотношение тампонажного раствора и разработанной буферной жидкости 1:9 1:1 9:1 1:9 1:1 9:1 1:9 1:1 9:1 1:9 1:1 9:1 1:9 1:1 9:1 1:9 1:1 9:1 Условия опыта °С Р, МПа 90 (363 К) 90 90 120 120 120 90 90 90 120 120 120 90 90 90 120 120 120 50 50 50 65 65 65 50 50 50 65 65 65 50 50 50 65 65 65 Время загустевания смеси (тампонажный раствор + буферная жидкость). ч-мин. 4-00 4-00 4-00 3-30 3-30 3-30 3-00 3-00 3-00 2-40 2-40 2-40 3-30 3-30 3-30 3-00 3-00 3-00 * - В:С (водосмесевое отношение). По прототипу № п/п 1 1 Соотношение тампонажного раствора к бужерной жидкоТампонажний раствор сти (состав Б.Ж.: хромпик (состав, плотность) 3,4%; КССБ-2 – 12,3%; NaOH - 1,0%; вода - 48,3%; барит 35%) 2 3 1:9 Цемент "ПЦТ-100" - 100%, 1:1 НТФК - 0,05%, 9:1 В:С - 0,5; 1:9 - 1800 кг/м З 1:1 9:1 4 Условия опыта °С Р, МПа 4 90 90 90 120 120 120 5 50 50 50 65 65 65 Время загустевания смеси (тампонажный раствор + буферная жидкость) ч-мин. 6 Не совместима -"-"-"-"-" 29682 Таблица 3 Влияние разработанной буферной жидкости (Б.Ж.) на время загустевания бурового раствора (Б.Р.) в контактных зонах № п/п Буровой раствор 1 Глина, вода, КМЦ, КС1, КССБ; - 1094 кг/мЗ 2 Глина, вода, УЩР NаОН; - 1072 кг/м З 3 Глина, вода, NаОН, Са(ОН)2, СаСl2; - 1083 кг/м З Соотношение бурового раствора к буферной жидкости 1:9 1:1 9:1 1:9 1:1 9:1 1:9 1:1 9:1 1:9 1:1 9:1 1:9 1:1 9:1 1:9 1:1 9:1 Условия опыта °С Р, МПа Время загустевания, ч-мин. 90 90 90 120 120 120 90 90 90 120 120 120 90 90 90 120 120 120 50 50 50 65 65 65 50 50 50 65 65 65 50 50 50 65 65 65 3-30 3-30 3-30 3-00 3-00 3-00 4-00 4-00 4-00 3-30 3-30 3-30 3-00 3-00 3-00 2-50 2-50 2-50 По прототипу № п/п 1 Буровой раствор Глина, вода, УЩР, NaOH; - 1072 кг/м 3 Соотношение бурового раствора к Б.Ж. (состав Б.Ж.: хромпик - 3,4%; КССБ-2 – 12,3%; NaOH 1,0%; вода - 48,3%; барит - 35%) 1:9 1:1 9:1 1:9 1:1 9:1 Условия опыта °С Р, МПа 90 90 90 120 120 120 45 45 45 100 100 100 __________________________________________________________ ДП "Український інститут промислової власності" (Укрпатент) Україна, 01133, Київ-133, бульв. Лесі Українки, 26 (044) 295-81-42, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2002 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид. арк. Тираж 35 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 5 Время загустевания, ч-мин. 3-00 3-00 3-00 2-50 2-50 2-50