Стабілізована буферна суміш (сбс-б)

Реферат: Стабілізована буферна суміш (СБС-Б) містить кварцовий пісок, полімерний реагент на основі метилгідроксіетилцелюлози Walocel, піногасник DELFOAM, гідрофобізоване синтетичне полімерне волокно "Мікрофібра" та мармурову крихту. UA 100517 U (12) UA 100517 U UA 100517 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Корисна модель належить до нафтогазовидобувної промисловості, а саме - до сухих сумішей для приготування буферних рідин, які використовують під час цементування обсадних колон у процесі будівництва свердловин. Відома буферна рідина на основі буферного порошку МБП-МВ-ТУ 2148-283-00147001-2003 [Шамина Т.В. Буферные жидкости // Бурение и нефть. - № 9. – 2008]. Однак, дана буферна рідина характеризується невисокою відмивальною та виносною здатністю шламу і крихт глинистої кірки. Найближчим аналогом є стабілізована буферна суміш (СБС), що включає кварцовий пісок, золу винесення теплоелектростанцій, полімерний реагент на основі метилгідроксіетилцелюлози Walocel, піногасник DELFOAM, гідрофобізоване синтетичне полімерне волокно "Мікрофібра" [патент України № 70694 МПК Е21В 33/128, С09К 8/02, опубл. 25.06.2012, Бюл. № 12]. Зазначена стабілізована буферна суміш характеризується задовільними технологічними властивостями буферної рідини, приготовленої на її основі, та забезпечує можливість регулювання її густини в широкому діапазоні. Така буферна рідина має недостатню блокуючу дію порового простору високопроникних порід-колекторів після руйнування глинистої кірки на стінках свердловини. Як наслідок, за рахунок відфільтровування вільної води із технологічних рідин у високопроникні пласти, можлива додаткова кольматація останніх. Крім того, втрата частини рідини замішування може викликати зростання гідравлічних втрат при прокачуванні, передчасне тужавіння тампонажного розчину тощо. В основу корисної моделі поставлена задача створити стабілізовану буферну суміш (СБСБ), буферна рідина на основі якої має високий ступінь відмивальної та виносної здатностей, властивість тимчасово блокувати порові канали порід-колекторів привибійної зони, що сприяє попередженню їх забруднення внаслідок відфільтровування рідини замішування тампонажної суміші після видалення рихлої частини глинистої кірки зі стінок стовбура свердловини, підвищенню контактного зчеплення цементного каменю з обсадною колоною і стінками свердловини, а в результаті - підвищенню якості цементування свердловини. Сформований екран на стінках свердловини дозволить запобігти можливим ускладненням під час цементування та сприятиме збереженню колекторських властивостей продуктивних пластів. Під час освоєння свердловини такий екран за необхідності може бути зруйнований методом кислотного діяння, що сприятиме ефективному деблокуванню. Поставлена задача вирішується тим, що стабілізована буферна суміш (СБС-Б) містить кварцовий пісок, полімерний реагент на основі метилгідроксиетилцелюлози Walocel, піногасник DELFOAM, гідрофобізоване синтетичне полімерне волокно "Мікрофібра", додатково містить мармурову крихту при наступному співвідношенні компонентів, м. ч.: кварцовий пісок 15-25 мармурова крихта 75-85 полімерний реагент на основі метилгідроксіетилцелюлози Walocel 0,6-0,7 піногасник DELFOAM 0,15 гідрофобізоване синтетичне полімерне волокно "Мікрофібра" 0,03-0,05. Кварцовий пісок - пісок за ГОСТ 22251-77, що складений більш, ніж на 90 % з уламків кварцу. Як правило, форма зерен добре обкатана; матеріал однорідний. Walocel - полімер на основі метилгідроетилцелюлози у вигляді порошку білого кольору, розчинний у воді. Мармурова крихта за ТУ 5716-002-56393945-2005, складена з кальциту та незначною мірою - з домішок доломіту, розміром зерен - 60 мкм та 2 мкм у співвідношенні 1:1. Гранулометричний склад мармурової крихти підібрано таким чином, щоб зерна мармурової крихти, проникаючи у поровотріщинний простір привибійної зони високопроникних пластів, створювали блокуючий бар'єр на стінках свердловини, який запобігатиме відфільтровуванню рідини з тампонажного розчину. Цим досягається екранування стінок свердловини, забезпечення їх цілісності і покращення якості зчеплення цементного каменю зі стінками стовбура свердловини. Блокуючий бар'єр, створений мармуровою крихтою, повністю руйнується дією кислоти, а отже, не погіршує фільтраційно-ємнісні характеристики порід-колекторів. Піногасник DELFOAM - порошок білого кольору, добре розчинний у воді, який зменшує поверхневий натяг між різними рідинами. Гідрофобізоване синтетичне полімерне волокно "Мікрофібра" - це спеціально оброблені гідрофобізовані синтетичні волокна, хімічно інертні і нетоксичні, повністю сумісні як з водними 1 UA 100517 U 5 10 15 20 25 30 35 розчинами, так і з розчинами на вуглеводневій основі. Гідрофобізоване синтетичне полімерне волокно "Мікрофібра" характеризується тим, що не впливає на реологічні параметри буферної рідини, але при цьому суттєво збільшує її виносну здатність. Стабілізовану буферну суміш (СБС-Б) готують наступним чином. Сухі компоненти суміші у визначеному співвідношенні подають у спеціалізований вузол замішування з наступним перемішуванням до отримання однорідної суміші. Приготовлену буферну суміш фасують у мішки з подальшим використанням під час цементування обсадних колон. Використання СБС-Б полягає у технологічно-зручному приготуванні буферної рідини: у замішуванні розрахункової кількості сухої буферної суміші у визначеній кількості рідини. Приклад приготування буферної рідини на основі запропонованої СБС-Б. У цементно-змішувальну машину завантажують необхідну кількість стабілізованої буферної суміші (СБС-Б). Насосом цементувального агрегату подають воду для досягнення потрібної 3 густини буферної рідини - 1400 кг/м при водосумішевому відношенні 1,0. Кількість СБС-Б вибирають з умови забезпечення необхідного часу контакту буферної рідини зі стінками свердловини (8-10 хв при турбулентному режимі та 10-15 хв при ламінарному), але не менше 200 м довжини затрубного простору. Після цього, для вирівнювання густини, суспензію подають в осереднюючу ємкість. Отримана таким чином буферна рідина характеризується наступними 3 параметрами: густина - 1400 кг/м , пластична в'язкість - 50 мПа·с, динамічне напруження зсуву 3 192 дПа, водовіддача -7,0 см за 30 хв, розтічність - 220 мм, водовідділення - 0 мл. Після гомогенізації буферну рідину на основі СБС-Б нагнітають у свердловину, заміщуючи буровий розчин. Закачують тампонажний розчин і здійснюють цементування за загальноприйнятою технологією. Результати досліджень буферної рідини, приготовленої на основі розробленої суміші СБСБ, порівняно з буферною рідиною на основі суміші-прототипу, наведено в таблиці 1. Верхня границя вмісту кварцового піску становить 25 м. ч. При вмісті піску вище 25 м. ч. відбувається седиментація, що ускладнює приготування буферної рідини на основі СБС-Б (таблиця 1, дослід 5). Нижня границя вмісту кварцового піску складає 15 м. ч. При вмісті кварцового піску менше 15 м. ч. знижується відмивальна здатність буферної рідини на основі СБС-Б (таблиця 1, дослід 6). Верхня границя вмісту мармурової крихти становить 85 м. ч. Вміст вище рекомендованої межі не призводить до покращення блокуючих властивостей буферної рідини, зростають реологічні характеристики та знижується її відмивальна властивість (таблиця 1, дослід 6). Нижня границя вмісту мармурової крихти складає 75 м. ч. Концентрація менше рекомендованої межі не забезпечує необхідного блокуючого ефекту привибійної зони стінок свердловини (таблиця 1, дослід 5). Таблиця 1 Склад та технологічні властивості буферних рідин, приготовлених із застосуванням розробленої стабілізованої буферної суміші (СБС-Б) та суміші-прототипу Склад буферних рідин на основі буферних Властивості буферних рідини на основі сумішей сумішей, м. ч. Номарроводоблокумер кВазола водосуводопластич- динавідмимурогус- зтічвіддаюча до- рцоWa- винесе- DEL- "Мікро- мішеве віддіна в'яз- мічна вальна ва тина, ніча, здатсліду вий locel ння FOAM фібра" віднолення, 3 кість, в'язкість здатність, 3 крихкг/м сть, см за ність, пісок ТЕС шення мл мПа*с дПа % та мм 7,5 хв % Прототип 300,150,051 70-60 0,15 0,45 1650 8,5 47 18 40 0,25 0,15 Розроблена стабілізована буферна суміш (СБС-Б) 2 15 85 0,60 0,15 0,03 1,00 1400 200 0 7,0 35 168 24 83 3 20 80 0,65 0,15 0,04 1,00 1400 220 0 7,0 50 192 22 83 4 25 75 0,70 0,15 0,05 1,00 1400 180 0 6,0 55 264 18 85 5 30 70 0,50 0,15 0,02 1,00 1420 220 3 40 45 141 28 73 6 10 90 0,80 0,15 0,06 1,00 1390 160 4,5 80 6 85 40 Верхня границя вмісту полімерного реагенту на основі метилгідроксиетилцелюлози Walocel становить 0,7 м. ч. При вмісті продукту вище 0,7 м. ч. ускладнюється процес приготування буферної рідини на основі СБС-Б в результаті зростання її реологічних параметрів (таблиця 1, дослід 6). Нижня границя полімерного реагенту на основі метилгідроксиетилцелюлози Walocel 2 UA 100517 U 5 10 15 20 25 складає 0,6 м. ч. При вмісті полімерного реагенту на основі метилгідроксіетилцелюлози Walocel менше 0,6 м. ч. порушується седиментаційна стійкість суспензії (таблиця 1, дослід 5). Вміст DELFOAM складає 0,15 м. ч. згідно з технічними умовами на його використання. Верхня границя вмісту гідрофобізованого синтетичного полімерного волокна "Мікрофібра" становить 0,05 м. ч. Вміст більше, ніж 0,05 м. ч. призводить до ускладнення під час приготування буферної рідини на основі СБС-Б, що пов'язано з роботою цементувальних агрегатів. Нижня границя вмісту гідрофобізованого синтетичного полімерного волокна "Мікрофібра" складає 0,03 м. ч. Зменшення нижньої границі призводить до погіршення виносних та утримуючих властивостей буферної рідини на основі СБС-Б (таблиця 1, дослід 5). Блокуючу здатність буферної рідини на основі СБС-Б визначали за наступною методикою. Дослідження проводили у змодельованих пластових умовах на установці для визначення 5 впливу технологічних рідин на привибійну зону пласта (а.с. СРСР № 1582082, МПК Е 01 N 15/02 від 25.02.1988 p.). Через торець керна з певними фільтраційно-ємнісними характеристиками прокачували буферну рідину на основі СБС-Б, після чого визначали коефіцієнт проникності керна (в, %). Блокуючу здатність буферної рідини визначали як різницю Б=100 % - в. За результатами досліджень впливу даної буферної суміші на колекторські властивості продуктивних відкладів встановлено, що застосування соляно-кислотної обробки кернового матеріалу повністю знімає блокуючий ефект даної буферної рідини. При цьому, коефіцієнт відновлення проникності керна наближається до 100 %. У таблиці 2 наведено результати дослідження відновлення проникності керна. Дослідження проводили за вищезгаданою методикою на установці для визначення впливу технологічних рідин на привибійну зону пласта. Коефіцієнт відновлення проникності визначали у двох випадках: після прокачування через керновий матеріал буферної рідини СБС-Б та після наступної кислотної обробки цього ж закольматованого буферною рідиною СБС-Б кернового матеріалу. Таблиця 2 Коефіцієнт відновлення проникності керна після дії буферної рідини на основі СБС-Б Після дії на керн СБС-Б Показники Блокуюча здатність, % Коефіцієнт відновлення проникності керна після дії буферної рідини, % Коефіцієнт відновлення проникності керна після кислотної обробки, % 30 Після дії на керн прототипу дослід 5 (СБС) 85 18 дослід 1 дослід 2 дослід 3 дослід 4 83 83 85 73 17 17 15 27 15 82 97 97 96 97 96 95 У таблицях 3, 4 наведено результати дослідження сумісності буферної рідини на основі СБС-Б із тампонажним і буровим розчинами. Випробування на сумісність проведено в консистометрі КЦ-3 при температурі 50 °C, 75 °C та 90 °C і тиску, відповідно, 30 МПа, 45 МПа та 82 МПа. 3 UA 100517 U Таблиця 3 Вплив буферної рідини на основі СБС-Б на час загуснення тампонажних розчинів Співвідношення Умови досліду Час загуснення тампонажного суміші Номер Тампонажний розчин розчину і (тампонажний досліду (склад, густина) стабілізованої розчин + температура, °C тиск, МПа буферної рідини на буферна основі СБС-Б рідина), год.-хв ПЦТ-І-100-100 % НТФК - 0,03 % 1 75 45 2-55 * В/Ц - 0,5 3 ρ = 1820 кг/м ПЦТ-І-100-100 % 1:9 75 45 3-50 НТФК - 0,03 % 1:1 75 45 3-20 2 *В/Ц - 0,5 9:1 75 45 3-10 3 ρ = 1820 кг/м ПЦТ-II-50-100 % 3 *В/Ц - 0,5 50 30 4-00 3 ρ = 1820 кг/м ПЦТ-II-50-100 % 1:9 50 30 4-40 НТФК - 0,03 % 1:1 50 30 4-20 4 *В/Ц - 0,5 9:1 50 30 3-50 3 ρ = 1820 кг/м КРТМ-ПВ - 100 % НТФК - 0,05 % *В/Ц - 0,54 (густина 5 75 45 5-00 води замішування 3 1120 кг/м ) 3 ρ = 1800 кг/м КРТМ-ПВ - 100 % 1:9 75 45 5-40 НТФК - 0,05 % 1:1 75 45 5-20 *В/Ц - 0,54 (густина 6 води замішування 9:1 75 45 5-15 3 1120 кг/м ) 3 ρ = 1800 кг/м РТС-150ПВ - 100 % Пластифікатор 0,2 % 7 90 82 5-15 НТФК - 0,08 % *В/Ц - 0,48 3 ρ = 1810 кг/м РТС-150ПВ - 100 % 1:9 90 82 6-15 Пластифікатор 1:1 90 82 6-00 0,2 % 8 НТФК - 0,08 % 9:1 90 82 5-40 *В/Ц - 0,48 3 ρ = 1810 кг/м *В/Ц - водоцементне відношення 4 UA 100517 U Таблиця 4 Вплив буферної рідини на основі розробленої СБС-Б на загустівання бурового розчину в контактних зонах Співвідношення Розтічність, мм Розтічність суспензій бурового розчину і Тип бурового розчину за конусом АзНДІ стабілізованої Т=22 °C Т=50 °C (Т=22 °C), мм буферної рідини на основі СБС-Б СБС-Б 220 220 220 Подвійно-інгібований ρ=1220 1:9 220 240 3 кг/м , Т=104 с 1:1 185 240 250 3 В=4 см за 30 хв 9:1 180 230 СНЗ1/10=146/144 дПа 1:9 220 220 Na/K Production Zone ρ=1380 3 3 кг/м , Т=136 с В=2,5 см за 30 215 1:1 220 220 хв СНЗ1/10=36/65 дПа 9:1 220 220 Полімеркалієвий ρ=1230 1:9 205 250 3 кг/м , Т=92 с 1:1 205 250 200 3 В=4 см за 30 хв 9:1 190 250 СНЗ1/10=16/47 дПа Лігносульфонатний ρ=1240 1:9 250 250 3 кг/м ,Т=80 с 1:1 250 250 220 3 В=4,5 см за 30 хв 9:1 180 200 СНЗ1/10=66/98 дПа 5 10 15 20 Результати випробувань з визначення часу загуснення буферної рідини на основі СБС-Б з різними складами тампонажних і бурових розчинів показують, що запропонована буферна рідина на основі СБС-Б є індиферентною до існуючих матеріалів і не впливає на час загуснення тампонажних і бурових розчинів. Таким чином, запропонований склад буферної рідини на основі СБС-Б є технічно і технологічно зручним для виконання робіт з цементування свердловин. Таким чином, від використання запропонованої корисної моделі досягають технічного результату, який полягає в можливості створити стабілізовану буферну суміш (СБС-Б), буферна рідина на основі якої має високий ступінь відмивальної та виносної здатностей, властивість тимчасово блокувати порові канали порід-колекторів привибійної зони, що сприяє попередженню їх забруднення внаслідок відфільтровування рідини замішування тампонажної суміші після видалення рихлої частини глинистої кірки зі стінок стовбура свердловини, підвищенню контактного зчеплення цементного каменю з обсадною колоною і стінками свердловини, а в результаті - підвищенню якості цементування свердловини. Сформований екран на стінках свердловини дозволить запобігти можливим ускладненням під час цементування та сприятиме збереженню колекторських властивостей продуктивних пластів. Під час освоєння свердловини такий екран (за необхідності) може бути зруйнований методом кислотного діяння, що сприятиме ефективному деблокуванню. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 25 Стабілізована буферна суміш, що містить кварцовий пісок, полімерний реагент на основі метилгідроксіетилцелюлози Walocel, піногасник DELFOAM, гідрофобізоване синтетичне полімерне волокно "Мікрофібра", яка відрізняється тим, що додатково містить мармурову крихту при наступному співвідношенні компонентів, м. ч.: кварцовий пісок 15-25 мармурова крихта 75-85 полімерний реагент на основі метилгідроксіетилцелюлози Walocel 0,6-0,7 піногасник DELFOAM 0,15 гідрофобізоване синтетичне полімерне волокно "Мікрофібра" 0,03-0,05. 5 UA 100517 U Комп’ютерна верстка М. Мацело Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 6