SU1093793A1 - Powder composition for preparing buffer fluid - Google Patents
Powder composition for preparing buffer fluid Download PDFInfo
- Publication number
- SU1093793A1 SU1093793A1 SU823497515A SU3497515A SU1093793A1 SU 1093793 A1 SU1093793 A1 SU 1093793A1 SU 823497515 A SU823497515 A SU 823497515A SU 3497515 A SU3497515 A SU 3497515A SU 1093793 A1 SU1093793 A1 SU 1093793A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- lignin
- nitrost
- polysaccharides
- buffer
- mixture
- Prior art date
Links
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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/501—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls using spacer compositions
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
ПОРОШКООБРАЗНАЯ СМЕСЬ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БУФЕРНОЙ ЖИДКОСТИ, содержаща щелочь, карбоксиметилцеллюлозу и лигнин, отличающа с тем, что, с целью повышени ее солестойкости , термостойкости и разжижающей способности, она дополнительно содержит нитрост - продукт окислени трудногидролизуемых полисахаридов и лигнина при следующем соотношении компонентов, мас.°/о: Нитрост - продукт окислени трудногидролизуемых полисахаридов и лигнина 0,10-89,7 Щелочь0,1-8,0 Карбоксиметилцеллюлоза 0,1-2,0 ЛигнинОстальное (ЛPOWDER MIXTURE FOR PREPARING BUFFER LIQUID, containing alkali, carboxymethylcellulose and lignin, characterized in that, in order to increase its salt resistance, heat resistance and liquefaction, it additionally contains nitrost — a product of difficult hydrolizable polysaccharides; ; ° C: Nitrost is the oxidation product of hardly hydrolyzable polysaccharides and lignin 0.10-89.7 Alkali 0.1-8.0 Carboxymethylcellulose 0.1-2.0 Lignin Ostalnoe (L
Description
со со with so
со СОwith CO
Изобретение относитс к области бурени и креплени нефт ных и газовых скважин .The invention relates to the field of drilling and attaching oil and gas wells.
При цементировании скважин, пробуренных на буровых растворах высокой плотности , необходимо примен ть буферные жидкости , способные удерживать ут желитель и предупреждать его выпадение в зонах смещени с буровыми и тампонажными растворами .When cementing wells drilled on high-density drilling muds, it is necessary to use buffer fluids that can hold the reservoir and prevent it from falling out in areas of displacement with drilling and cementing fluids.
Известна рецептура буферной жидкости, способной удерживать ут желитель. В состав ее вход т 3-б /о-ный водный растврр модифицированного крахмала, 0,15-0,2/о окзила или 0,5% реагента Л-6 и наполнитель - цемент или тампонажна смесь 1The formulation of a buffer fluid capable of retaining the desired material is known. Its composition includes 3-b / o-aqueous aqueous solution of modified starch, 0.15-0.2 / o okzil or 0.5% of reagent L-6 and the filler is cement or cement mixture 1
Недостатками этой. буферной жидкости вл ютс сложность состава и технологии приготовлени , врем приготовлени ее в услови х буровой составл ет 6-8 ч, при этом необходимо использовать гор чую воду.The disadvantages of this. Buffer fluid is the complexity of the composition and technology of preparation, the time of its preparation in the drilling environment is 6-8 hours, while it is necessary to use hot water.
Наиболее близкой к изобретению вл етс порошкообразна смесь БП-100 дл приготовлени буферной жидкости, содер аща 82,50/0 аг итуса или лигнина, Ш кальцинированной соды и 1,5% карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ - 600). Буферна жидкость на основе такого материала готовитс путем смешивани его с водой в отношении 1:3. После одночасового перемешивани смеси в цементировочном агрегате получаетс структурированна система, способна удерживать ут желитель 2.Closest to the invention is a powder mixture of BP-100 for preparing a buffer liquid, containing 82.50 / 0 agentus or lignin, Soda ash and 1.5% carboxymethylcellulose (CMC - 600). A buffer liquid based on such material is prepared by mixing it with water in a ratio of 1: 3. After one hour of stirring the mixture in a cementing unit, a structured system is obtained that is capable of holding ut 2.
Недостатком буферной жидкости из известной порошкообразной смеси вл етс то, что она может примен тьс дл вытеснени буровых растворов с низкой минерализацией (до 1%) из скважин с температурой до 100°С, так как при большей минерализации и температурах выше 100°С контактирующие жидкости образуют в зкие, труднопрокачиваемые смеси.The disadvantage of the buffer fluid from the known powder mixture is that it can be used to displace drilling fluids with low salinity (up to 1%) from wells with temperatures up to 100 ° C, as with more mineralization and temperatures above 100 ° C, the contacting liquids form viscous, difficult to pump mixtures.
Целью изобретени вл етс повышение солестойкости, термостойкости и разжижающей способности порошкообразной смеси. Поставленна цель достигаетс тем, что порошкообразна смесь дл приготовлени буферной жидкости, содержаща щелочь, карбоксиметилцеллюлозу и лигнин, дополнительно содержит нитрост - продукт окислени трудногидролизуемых полисахаридов и лигнина при следующем соотношении компонентов , мае. %:I Нитрост-продукт окислени The aim of the invention is to increase the salt resistance, heat resistance and liquefaction ability of the powder mixture. This goal is achieved by the fact that the powder mixture for preparing a buffer liquid containing alkali, carboxymethylcellulose and lignin, additionally contains nitrost, the oxidation product of hardly hydrolyzed polysaccharides and lignin, in the following ratio of components, May. %: Nitrost oxidation product
трудногидролизуемых полисахаридов и лигнина 0,1-89,7 Щелочь0,1-8hardly hydrolyzable polysaccharides and lignin 0.1-89.7 Alkalis0.1-8
КМЦ0,1-2,0CMC 0,1-2,0
ЛигнинОстальноеLignin the rest
Нитрост в сухом виде представл ет собой порощок темно-коричневого цвета и вл етс остатком производства комплексонов, состо щим в основном, из производных трудногидролизуемых полисахаридов в виде микрокристаллической целлюлозы.Dry nitrost is a dark brown powder and is the remainder of the complexone production, consisting mainly of hard hydrolysable polysaccharides in the form of microcrystalline cellulose.
Конкретные примеры приготовлени порошкообразного материала и характеристики буферной жидкости на основе этого материала.Specific examples of the preparation of the powdered material and the characteristics of the buffer liquid based on this material.
Пример . Дл приготовлени порошкообразной смеси берут, кг: нитрост 1; КМЦ 1; лигнин 90. Полученна смесь тщательно перемешиваетс , а затем раствор етс в воде в соотношении 1:3, и после 30-минутного перемешивани определ ют реологические параметры буферной жидкости: ч (эффективна в зкость, мПа-с) 18; (динамическое напр жение сдвига, / Па) 0,86; УВ (условна в зкость, с.) 28; В (водоотдача, см /ЗОмин) Г2. При смешивании такой буферной жид кости с тампонажным раствором на основе цемента УЦГ-200 в соотношении 1:9 образуетс смесь, котора при 170°С загустевает за 200 мин,An example. For the preparation of the powder mixture, take, kg: nitrost 1; CMC 1; lignin 90. The resulting mixture is thoroughly mixed, and then dissolved in water at a ratio of 1: 3, and after 30 minutes of stirring, the rheological parameters of the buffer fluid are determined: h (effective viscosity, mPa-s) 18; (dynamic shear stress, / Pa) 0.86; HC (conventional viscosity, p.) 28; B (water loss, cm / ZOmin) G2. When such a buffer liquid is mixed with the cement-based cement of the UTG-200 in a ratio of 1: 9, a mixture is formed, which thickens in 200 minutes at 170 ° C,
0 а смесь тампонажного раствора с буферной жидкостью на основе известного вещества , при тех же услови х загустевает за 135 мин. Тампонажный же раствор без буферной жидкости при данной температуре загустевает за 180 мин. Следовательно, буферна жидкость на основе предлагаемой смеси не сокращает времени загустевани тампонажных растворов.0 and the mixture of cement slurry with a buffer liquid based on a known substance thickens under the same conditions in 135 minutes. The cement slurry without a buffer liquid at a given temperature thickens in 180 minutes. Consequently, the buffer liquid based on the proposed mixture does not shorten the thickening time of cement slurries.
Пример 2. Берут, кг: нитрост 45,5; , 4; КМЦ 0,5; лигнин 50. Эти компоненты тщательно перемешивают и затвор ют водой в соотношении 1:4. После 30 минутного перемешивани получают буферную жидкость, имеюшую следующие реологические параметры: 1 12 мПа-с; t 0,72 Па; УВ 32 с. Полученна буферна жидкость не сокращает времени .загустевани тампонажных растворов при 170°С. Так смесь буферной жидкости на основе предлагаемой порошкообразной смеси с тампонажным цементом УШЦ-200, вз та в отношени х 1:3 и 1:9,Example 2. Take, kg: nitrost 45.5; , four; CMC 0,5; lignin 50. These components are thoroughly mixed and shut off with water in a 1: 4 ratio. After 30 minutes of stirring, a buffer fluid is obtained having the following rheological parameters: 1–12 mPa-s; t 0.72 Pa; HC 32 s. The resulting buffer liquid does not shorten the time of thickening of cement slurries at 170 ° C. So, the mixture of the buffer liquid on the basis of the proposed powder mixture with the cement backing of USHC-200, was taken in ratios 1: 3 and 1: 9,
0 загустевает соответственно за 250 и 220 мин, а известна смесь с указанным тампонажным раствором загустевает за 105 и 90 мин соответственно, в то врем как чистый тампонажный раствор за 150 мин.0 thickens respectively for 250 and 220 minutes, and the mixture with the specified cement slurry is thickened in 105 and 90 minutes, respectively, while clean cement slurry for 150 minutes.
Пример 3. Берут, кг: нитрост 87,89; NaOH 0,1; КМЦ 2; лигнин 10,01. Смесь тшательно перемешивают и затвор ют водой в соотношении 1:4. После 30-минутного перемешивани получаетс буферна жидкость с реологическими параметрами 1Example 3. Take, kg: nitrost 87,89; NaOH 0.1; CMC 2; lignin 10.01. The mixture was thoroughly mixed and shut off with water in a ratio of 1: 4. After 30 minutes of mixing, a buffer fluid is obtained with rheological parameters. 1
0 16мПа.с;УВ27с;Ц,0,86 Па; В 5смЗ/За.мин. Буферна жидкость указанного состава не вызывает коагул ции бурового раствора и не сокращает врем загустевани тампонажного раствора. Так, если чистый раствор тампонажного цемента ШПЦС-200 загу5 стевает при 170°С за 90 мин, то смесь тампонажного раствора с известным веществом в соотношении 9:1 загустевает за 80 мин, а смесь тампонажного раствора0 16 mPa.s; HC27s; C, 0.86 Pa; At 5cm3 / Z.min. The buffer fluid of the specified composition does not cause coagulation of the drilling fluid and does not shorten the thickening time of the cement slurry. So, if a clean grouting cement SHPSS-200 gas at 5 ° C at 170 ° C for 90 minutes, then a mixture of cement slurry with a known substance in a ratio of 9: 1 thickens in 80 minutes, and a mixture of cement slurry
3 , 109379343, 10937934
С предлагаемой буферной жидкостью в у ка-вают с помощью масл ного термостата до With the proposed buffer liquid in y-wah, using an oil thermostat to
занном соотношении загустевает а 120 мин.разных температур, измер ют с помощьюthis ratio thickens to 120 min. different temperatures, measured using
Солестойкость буферной жидкости, при-вибрационного вискозиметра ВВН-3 в з готовленной из предлагаемой порошкооб-кость буровых растворов и смещивают их разной смеси, и вли ние ее на буровой раст-s в различных соотнощени х с буферной жидвор оценивают по изменению в зкости каккостью. В зкость полученных смесей также самих буферных жидкостей и бурового раст-определ ют при разных температурах с повора , так; и их смесей, вз тых в различныхмощью вибровискозиметра и сра внивают соотношени х. Дл этого берут высокоми-в зкость смесей с в зкостью чистых растнерализованный буровой раствор, нагре-воров. Результаты приведены в таблице.The salt resistance of the buffer fluid, the on-vibration viscometer BBH-3 in the prepared drilling fluid from the proposed powder capacity, and their different mixtures are shifted, and its effect on the drilling plant-s in different ratios from the buffer fluid is evaluated by the viscosity change. The viscosity of the resulting mixtures also of the buffer fluids and the drilling fluid themselves are determined at different temperatures from the turn, as well; and mixtures thereof, taken in different vibration viscometer capacities, and compare ratios. For this purpose, high viscosity of mixtures with the viscosity of clean, muddled drilling mud, heaters are taken. The results are shown in the table.
10937931093793
Из данных таблицы следует, что буфер-что буферна жидкость из предлагаемойFrom the table it follows that the buffer is the buffer liquid from the proposed
на жидкость, приготовленна из предла-порошкообразной смеси обладает высокойthe liquid prepared from the predra-powder mixture has a high
гаемой порошкообразной смеси не толькоподвижностью, не сокращает времени зане образует.высоков зких смесей с минера-густевани тампонажных растворов, разлизованными буровыми растворами, но и, жижает буровые растворы различной минеразжижает их в 5-12 раз, причем водоот-рализации в интервале температур от О доpowder mixture not only doesn’t mobility, does not reduce the time it takes. Highly viscous mixtures from mineral-thickening cement slurries, degraded drilling muds, but also liquefies drilling muds of various minerals 5-5 times, and water drainage is in the temperature range from 0 before
дача буровых растворов при этом не повы-170°С, обладает пониженной водоотдачейat the same time, the drilling mud cottages do not rise to -170 ° C, it has low water loss
шаетс . Водоотдачу буровых растворов ии высокой седиментационной устойчивостью,is coming. Water loss drilling mud and high sedimentation stability,
буферной жидкости оценивают с помощьючто позвол ет регулировать ее плотностьBuffer fluid is evaluated using what allows you to adjust its density
ВМ-6. Приведенные данные показывают,в пределах от 1,06 до 2,1 г/см.VM-6. The data show, ranging from 1.06 to 2.1 g / cm.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU823497515A SU1093793A1 (en) | 1982-10-06 | 1982-10-06 | Powder composition for preparing buffer fluid |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU823497515A SU1093793A1 (en) | 1982-10-06 | 1982-10-06 | Powder composition for preparing buffer fluid |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1093793A1 true SU1093793A1 (en) | 1984-05-23 |
Family
ID=21031194
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU823497515A SU1093793A1 (en) | 1982-10-06 | 1982-10-06 | Powder composition for preparing buffer fluid |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1093793A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2636526C2 (en) * | 2012-04-13 | 2017-11-23 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Fluids and method including nanocellulose |
-
1982
- 1982-10-06 SU SU823497515A patent/SU1093793A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Катенев Е. П. и др. Термосолестойка буферна жидкость с регулируемым удельным весом и пониженной водоотдачей В кн.: Научные основы получени и применени . промывочных жидкостей и тампонажных растворов. Материалы III Респуб-ликанской конференции, ч. 1, Киев, «Наукова думка, 1974, с. 178-182. 2. Уханов Р. Ф. и др. Результаты испытани буферной жидкости на основе порошкообразногоматериала.РНТС ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение, 1981, № 1, с. 31 (прототип). * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2636526C2 (en) * | 2012-04-13 | 2017-11-23 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Fluids and method including nanocellulose |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4646834A (en) | Aqueous treatment fluid and method of use | |
US4892589A (en) | Composition comprising water-soluble, nonionic hydrophobically modified hydroxyethyl cellulose and water-soluble, nonionic hydroxyethyl cellulose | |
US4784693A (en) | Cementing composition and aqueous hydraulic cementing solution comprising water-soluble, nonionic hydrophobically modified hydroxyethyl cellulose | |
USRE31190E (en) | Oil well cementing process | |
US3499491A (en) | Method and composition for cementing oil well casing | |
US4120736A (en) | Oil well cementing process and composition | |
US7435293B2 (en) | Cement compositions comprising maltodextrin | |
US4720303A (en) | Thickening agents and the manufacture and use thereof | |
WO1996040599A1 (en) | Stable suspension of hydrocolloids | |
US4461644A (en) | Light weight composition and a method of sealing a subterranean formation | |
US7395861B2 (en) | Methods of cementing subterranean formations using cement compositions comprising maltodextrin | |
CA2542713C (en) | Use of carboxymethyl cellulose in drilling fluids | |
US4149900A (en) | Oil well cementing composition | |
SU1093793A1 (en) | Powder composition for preparing buffer fluid | |
CA1147327A (en) | Lignosulfonate well cementing additives | |
NO321943B1 (en) | Clinker cement and process employing hydrophobically modified galactomannans as filtrate reducing agents | |
US3417017A (en) | Drilling fluid | |
US4201679A (en) | Drilling fluid additive | |
CA1061531A (en) | Water base drilling mud composition | |
US4569770A (en) | Barium compound-containing thickening agent and drilling fluids made therefrom | |
US3104704A (en) | Fluid loss control in hydraulic cement slurries | |
CN109306262A (en) | A kind of drilling fluid and its preparation method and application for high angle hole | |
USRE31127E (en) | Oil well cementing process | |
EP0079997B1 (en) | Aqueous treatment fluid and method for its use in the drilling of wells | |
US2489521A (en) | Drilling mud using halloysite |