RU2681714C2 - Способ получения эрозионной буферной жидкости - Google Patents
Способ получения эрозионной буферной жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2681714C2 RU2681714C2 RU2017125623A RU2017125623A RU2681714C2 RU 2681714 C2 RU2681714 C2 RU 2681714C2 RU 2017125623 A RU2017125623 A RU 2017125623A RU 2017125623 A RU2017125623 A RU 2017125623A RU 2681714 C2 RU2681714 C2 RU 2681714C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- buffer liquid
- additive
- erosive
- buffer
- drilling
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 title claims abstract description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000010903 husk Substances 0.000 claims abstract description 7
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N silicon monoxide Chemical class [Si-]#[O+] LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 28
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 27
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 241001274613 Corvus frugilegus Species 0.000 abstract 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 abstract 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 241000209094 Oryza Species 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920002209 Crumb rubber Polymers 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000002313 adhesive film Substances 0.000 description 1
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 229910052902 vermiculite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019354 vermiculite Nutrition 0.000 description 1
- 239000010455 vermiculite Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Silicon Compounds (AREA)
- Manufacture Of Metal Powder And Suspensions Thereof (AREA)
- Cereal-Derived Products (AREA)
Abstract
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям, предназначенным для удаления бурового раствора из цементируемого заколонного пространства скважины, а также для разделения бурового и тампонажного растворов. Технический результат - усиление эрозионной моющей вытесняющей способности буферной жидкости, повышение ее глиноемкости, эргономичности и безопасности для окружающей среды. Способ получения эрозионной буферной жидкости заключается в вводе в буферную жидкость эрозионной добавки, в качестве которой используют дисперсную добавку, частицы которой имеют форму двусторонне заостренной ладьи, длину 3-5 мм, ширину 2-4 мм, высоту 0,3-2 мм; острые концы частиц содержат в своем составе оксиды кремния и имеют высокую твердость, средняя плотность вещества частиц близка к плотности воды, а соотношение массовых частей добавки и буферной жидкости составляет соответственно 5-10 к 100-141. В качестве эрозионной добавки, к примеру, используют рисовую шелуху. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям, предназначенным для вытеснения и вымыва - удаления бурового раствора из цементируемого заколонного пространства скважины, а также для разделения бурового и тампонажного растворов.
Для обеспечения герметичности зацементированного кольцевого пространства его до и в процессе цементирования следует максимально очистить от невытесненных остатков бурового раствора, глинистой, полимерной, углеводородной пленки на поверхности обсадных труб и пород, рыхлой части слоя набухших глинистых пород и фильтрационной корки бурового раствора, или хотя бы ее верхней рыхлой части.
Для этого буферным жидкостям придают способность создавать турбулентный поток при малых скоростях течения, разжижать, разрушать, смывать и вытеснять остатки бурового раствора, глинистой, полимерной, углеводородной пленки на поверхности обсадных труб и пород, рыхлой части слоя набухших глинистых пород и фильтрационной корки бурового раствора, или хотя бы ее верхней рыхлой части. Для усиления названных свойств буферных жидкостей в них вводят добавки, выполняющие роль турбулизаторов потока и эрозионных агентов: цемент, золу, вермикулит, резиновую крошку, волокна, опилки (см., например, а.с. 779372 Буферная жидкость).
Буферные жидкости, содержащие перечисленные добавки, получили название эрозионные. Их эффективность мала.
Наиболее эффективным способом получения эрозионной буферной жидкости представляется добавление в жидкость песка, цемента, глины и других компонентов. (см. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Том 1. - М.: Недра, 1985. - 414 с. С. 396) - прототип.
Недостатками прототипа являются: его низкая результативность, так как способ-прототип не позволяет получить эффективную эрозионную-моющую-вытесняющую буферную жидкость; глиноемкость получаемой буферной жидкости низка; имеют место технологические трудности при ее приготовлении и применении; получаемый по известному способу состав небезопасен для окружающей среды. Под глиноемкостью буферной жидкости мы понимаем способность буферной жидкости сохранять свою моющую-эрозионную способность по мере попадания в ее состав глины.
Технический результат заявляемого изобретения заключается в усилении эрозионной-моющей-вытесняющей способности буферной жидкости, повышении ее глиноемкости, эргономичности и безопасности для окружающей среды.
Цель достигается тем, что в буферную жидкость вводят дисперсную добавку, частицы которой имеют: форму двусторонне острой ладьи, длину 3-5 мм, ширину 2-4 мм, высоту 0,3-2 мм; острые концы содержат в своем составе оксиды кремния и имеют высокую твердость, средняя плотность вещества частиц близка к плотности воды. В качестве такой добавки предлагается использовать рисовую шелуху в количестве от 5 до 10 частей масс, к 100-141 частям масс, буферной жидкости.
Полученный технический эффект подтвердили опыты, проведенные следующим образом.
Использовали стендовую установку, состоящую из вертикально расположенной трубы высотой 12 м с внутренним диаметром 103 мм. В центральной части трубы, отстоящей от нижнего и верхнего концов трубы для уменьшения концевых эффектов на расстояниях по 5 м, установлены 4 круглых отвода. В отводы вставлялись гильзы, наполненные пастой из предварительно гидратированного глинопорошка в каждой серии опытов постоянного состава (марка ПББ, немодифицированный, производства ЗАО «Ильский завод утяжелителей»).Открытый торец наполненной глинистой пастой гильзы устанавливали заподлицо с внутренней стенкой трубы. Внутрь 103 мм по внутренниму диаметру трубы была вставлена коаксиально гладкая труба с внешним диаметром 50 мм. Таким образом создавалось некое подобие кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками скважины. Величина зазора между двумя трубами в установке примерно равнялась величине зазора между стенкой обсадной трубы диаметром 168,3 мм и стенкой самой скважины, пробуренной долотом, имеющим диаметр 215,9 мм. Снизу в кольцевое пространство насосом подавали жидкость. Сверху жидкость вытекала. С учетом размеров кольцевого пространства жидкость подавали с расходом 6,4 л в с. Такой расход жидкости в стендовой установке выбран, чтобы соблюдалось равенство градиента скорости течения жидкостей (и подобие эпюр скоростей) в установке и в кольцевом пространстве реальной скважины, пробуренной долотом диаметром 215,9 мм, со спущенной в нее обсадной колонной диаметром 168,3 мм при расходе буровых насосов 14,4 л в с (около 170 с-1). При указанных расходах жидкости в установке и в скважине скорости восходящего потока жидкости равны 1 м в с. Таким образом имитировали процесс течения буферной жидкости в кольцевом пространстве скважины с максимально достигнутой степенью модельного подобия. Время прокачивания жидкости устанавливали согласно известной рекомендации, касающейся минимального времени прохождения буферной жидкости через заданный участок ствола скважины-8 мин. Глинистая паста имитировала загустевшие остатки глинистого бурового раствора или набухшую глинистую породу, или фильтрационную глинистую корку, или пленку глинистого раствора.
Добавлением в буферные жидкости 3 ч. предварительно гидратированной глины имитировали попадание глины в буферную жидкость при движении последней еще внути колонны обсадных труб в результате смешения ее с вытесняемым впереди идущим буровым раствором и смыва буферной жидкостью остатков бурового раствора-адгезионной пленки- на внутренней поверхности труб, то есть имитировали процесс глинонасыщение буферной жидкости.
Результат воздействия буферной жидкости в потоке на имитацию глинистой породы или фильтационной корки бурового раствора (в действительности глинистой пасты) оценивали по величине доли унесенной буферной жидкостью части глинистой пасты от первоначальной массы пасты.
Составы буферных жидкостей и результаты опытов приведены в табл.
Из таблицы видно, что добавление рисовой шелухи во все составы в количестве 5-10 частей к 100-141 частям буферной жидкости резко увеличивает способность буферной жидкости разрушать и вымывать глинистую пасту. Преимущество заявляемого способа сохраняется и при предворительном вводе в буферную жидкость глины. То есть способ существенно увеличивает глиноемкость буферной жидкости - ее способность сохранять свою моющую-эрозионную способность при насыщении глиной.
Добавление 3 ч шелухи недостаточно для получения значительного эффекта, а добавление 15 частей шелухи более не увеличивает или даже уменьшает эффект в сравнении с добавкой шелухи равной 10 частям, но может привести к загущению буферной жидкости до ее непрокачиваемости.
Примечания. 1. Затенненные строки таблицы содержат данные по изобретению. 2. МБП-М - материал буферный порошкообразный моющий, ТУ 2148=215=00147001-2000. 3. КМЦ-карбоксиметилцеллюлоза, ТУ 2231-017-32957739-09.
Claims (2)
1. Способ получения эрозионной буферной жидкости, заключающийся в вводе в буферную жидкость эрозионной добавки, отличающийся тем, что в качестве эрозионной используют дисперсную добавку, частицы которой имеют форму двусторонне заостренной ладьи, длину 3-5 мм, ширину 2-4 мм, высоту 0,3-2 мм; острые концы частиц содержат в своем составе оксиды кремния и имеют высокую твердость, средняя плотность вещества частиц близка к плотности воды, а соотношение массовых частей добавки и буферной жидкости составляет соответственно 5-10 к 100-141.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве эрозионной добавки используют рисовую шелуху.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125623A RU2681714C2 (ru) | 2017-07-17 | 2017-07-17 | Способ получения эрозионной буферной жидкости |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125623A RU2681714C2 (ru) | 2017-07-17 | 2017-07-17 | Способ получения эрозионной буферной жидкости |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017125623A3 RU2017125623A3 (ru) | 2019-01-17 |
| RU2017125623A RU2017125623A (ru) | 2019-01-17 |
| RU2681714C2 true RU2681714C2 (ru) | 2019-03-12 |
Family
ID=65013901
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017125623A RU2681714C2 (ru) | 2017-07-17 | 2017-07-17 | Способ получения эрозионной буферной жидкости |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2681714C2 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2241730C2 (ru) * | 1999-07-26 | 2004-12-10 | Грайндинг Энд Сайзинг Ко., Инк. | Способ инжекции плотной добавки в буровые скважины и состав этой добавки |
| RU2335618C2 (ru) * | 2006-08-24 | 2008-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Способ цементирования скважин |
| WO2014100604A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
| RU2559997C2 (ru) * | 2013-12-27 | 2015-08-20 | Тимергалей Кабирович Апасов | Тампонажный состав для изоляции водогазовых притоков в нефтяных нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах |
-
2017
- 2017-07-17 RU RU2017125623A patent/RU2681714C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2241730C2 (ru) * | 1999-07-26 | 2004-12-10 | Грайндинг Энд Сайзинг Ко., Инк. | Способ инжекции плотной добавки в буровые скважины и состав этой добавки |
| RU2335618C2 (ru) * | 2006-08-24 | 2008-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Способ цементирования скважин |
| WO2014100604A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
| RU2559997C2 (ru) * | 2013-12-27 | 2015-08-20 | Тимергалей Кабирович Апасов | Тампонажный состав для изоляции водогазовых притоков в нефтяных нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БУЛАТОВ А. И. и др. Справочник инженера по бурению. Том 1, Москва, "Недра", 1985, с. 396. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017125623A3 (ru) | 2019-01-17 |
| RU2017125623A (ru) | 2019-01-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3080924C (en) | Using brine resistant silicon dioxide nanoparticle dispersions to improve oil recovery | |
| CN102741374B (zh) | 用于减少水堵和凝析油的表面活性剂和摩阻减低聚合物以及相关方法 | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| CN103113864B (zh) | 应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵的方法 | |
| SA517381160B1 (ar) | أسمنت ذاتي الالتئام يشتمل على بوليمر قادر على الانتفاخ في بيئة غازية | |
| BR112018007816B1 (pt) | Método para cimentar um furo de poço | |
| CA2937441C (en) | Method of improving cleanout of a wellbore | |
| US11802235B2 (en) | Self propping surfactant for well stimulation | |
| US20210079291A1 (en) | Screening method for friction reducer precipitation | |
| CN102971483B (zh) | 烃采收作业中采用压力瞬变的方法 | |
| Pratama et al. | A review of formation damage processes encountered during gas hydrate production | |
| RU2681714C2 (ru) | Способ получения эрозионной буферной жидкости | |
| CN110168012B (zh) | 多相聚合物悬浮液及其用途 | |
| US20220380663A1 (en) | Enhancement Of Friction Reducer Performance In Hydraulic Fracturing | |
| RU2723416C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине | |
| CN109312219A (zh) | 用于地下操作的缓冲摩擦减低剂 | |
| WO2021055017A1 (en) | Mitigation of friction reducer precipitation | |
| RU2452849C1 (ru) | Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе | |
| Demirci et al. | Design and field-scale demonstration of the buoyant-kill process for restoring integrity of wells with sustained casing pressure | |
| Kondrat et al. | Intensification of gas production from fields with unstable reservoirs | |
| SU445742A1 (ru) | Смесь дл тампонировани трещин и каверн в стенках скважины | |
| RU2493354C2 (ru) | Способ предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах | |
| CN107882533A (zh) | 利用油田污水中的固体颗粒实现水平段均匀产出的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200718 |