RU2167181C2 - Composition for performance of repair and isolating operations in well - Google Patents
Composition for performance of repair and isolating operations in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2167181C2 RU2167181C2 RU99116384/03A RU99116384A RU2167181C2 RU 2167181 C2 RU2167181 C2 RU 2167181C2 RU 99116384/03 A RU99116384/03 A RU 99116384/03A RU 99116384 A RU99116384 A RU 99116384A RU 2167181 C2 RU2167181 C2 RU 2167181C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- corrosion inhibitor
- acid gases
- phase
- absorber
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к многоцелевым технологическим жидкостям, и может быть использовано для проведения работ по изоляции заколонного пространства скважины, водоизоляции при консервации, глушении, при подземном и капитальном ремонте, в качестве надпакерной и буферной жидкостей, для блокировки высокопроницаемых участков продуктивного пласта по мощности в условиях высокого содержания кислых газов и высоких температур, при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to multi-purpose process fluids, and can be used to conduct isolation of the annulus of a well, waterproofing during conservation, jamming, during underground and major repairs, as over-packer and buffer fluids, to block highly permeable areas of productive formation in terms of power under conditions of high acid gas content and high temperatures, during the operation of oil and gas wells.
Известно широкое использование различных по составу жидкостей для разнообразных технологических целей. При этом технологические жидкости должны отвечать следующим основным требованиям: надежно изолировать продуктивный пласт, не вызывать коррозии элементов подземного оборудования, сохранять проницаемость продуктивного пласта, быть агрегативно и седиментационно устойчивыми длительное время в условиях воздействия пластовых температур, давления и пластового флюида. Особо жесткие требования предъявляются к таким жидкостям при наличии в пластовом флюиде большого количества сероводорода и углекислого газа (до 30%). Такое положение имеет место на большинстве нефтяных и газовых месторождений Прикаспийской впадины. Для таких месторождений известные составы технологических жидкостей непригодны. В этих условиях, кроме перечисленных выше требований, состав должен химически связывать сероводород, а известные составы технологических жидкостей не отвечают необходимым условиям их применения. Widespread use of different composition of liquids for a variety of technological purposes. At the same time, process fluids must meet the following basic requirements: to reliably isolate the reservoir, not to cause corrosion of underground equipment elements, to maintain the permeability of the reservoir, to be aggregative and sedimentation stable for a long time under the influence of reservoir temperatures, pressure and reservoir fluid. Particularly stringent requirements are imposed on such fluids in the presence of a large amount of hydrogen sulfide and carbon dioxide in the reservoir fluid (up to 30%). This situation occurs in most oil and gas fields of the Caspian Depression. For such deposits, known formulations of process fluids are unsuitable. Under these conditions, in addition to the requirements listed above, the composition must chemically bind hydrogen sulfide, and known compositions of process fluids do not meet the necessary conditions for their use.
Известна жидкость для глушения скважин на водной основе, которая снижает проницаемость продуктивного пласта, а используемый в этом составе отход производства глицерина деструктирует в кислой среде под воздействием сероводорода (Патент РФ N 2058989, C 09 K 7/06, 1996). Known liquid for killing water-based wells, which reduces the permeability of the reservoir, and the glycerol production waste used in this composition is degraded in an acidic environment under the influence of hydrogen sulfide (RF Patent N 2058989, C 09
Известна также жидкость для глушения при бурении, заканчивании и капремонте, в которой в качестве регулятора прочностных и реологических свойств используется полимерный гель (Патент США N 4947935, E 21 B 43/00, 1989). Also known is a killing fluid for drilling, completion and overhaul, in which a polymer gel is used as a regulator of strength and rheological properties (US Patent No. 4947935, E 21 B 43/00, 1989).
Недостатком этого состава является то, что используемый в жидкости карбоксилсодержащий полимер деструктирует под комплексным воздействием сероводорода и углекислого газа. Поскольку не содержит в своем составе поглотителя, активно связывающего кислые газы. Однако в связи с тем, что эта жидкость имеет водную основу, будет снижаться проницаемость продуктивного пласта, что приведет к уменьшению продуктивности скважины. Наиболее близким аналогом к заявленному составу является состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине, включающий углеводородную фазу, твердую фазу, водную фазу и эмульгатор-стабилизатор в виде шлама от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам и воды (авторское свидетельство СССР N 1629308, C 09 K 7/02, 23.02.1991). Эта жидкость не оказывает отрицательного воздействия на проницаемость продуктивного пласта и отвечает основным условиям, предъявляемым к составам, используемым в обычных пластовых условиях. Однако при содержании в продуктивном пласте большого количества сероводорода и углекислого газа, а также при высокой пластовой температуре (выше 100oC) этот состав не обладает хорошей агрегативной и седиментационной стабильностью, поскольку используемый в качестве основного стабилизатора системы сульфонат кальция не обеспечивает необходимого технологического свойства в таких жестких условиях. При этом состав не содержит поглотителя кислых газов и ингибитора коррозии.The disadvantage of this composition is that the carboxyl-containing polymer used in the liquid is degraded under the combined action of hydrogen sulfide and carbon dioxide. Since it does not contain an absorbent that actively binds acid gases. However, due to the fact that this fluid has a water base, the permeability of the reservoir will decrease, which will lead to a decrease in well productivity. The closest analogue to the claimed composition is a composition for repair and insulation work in the well, including a hydrocarbon phase, a solid phase, an aqueous phase and an emulsifier-stabilizer in the form of sludge from the production of sulfonate additives for lubricating oils and water (USSR copyright certificate N 1629308, C 09
Целью изобретения является получение состава технологической жидкости (состава) для работы в условиях высокого содержания агрессивных кислых газов и высоких пластовых температур. The aim of the invention is to obtain the composition of the process fluid (composition) for operation in conditions of high content of aggressive acid gases and high formation temperatures.
Поставленная цель достигается тем, что состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине, содержащий углеводородную, водную и твердую фазы и эмульгатор-стабилизатор, в качестве эмульгатора-стабилизатора содержит смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот в соотношении 1:30 и дополнительно поглотитель кислых газов и ингибитор коррозии при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углеводородная фаза - 10,0-30,0
Твердая фаза - 10,0-30,0
Эмульгатор-стабилизатор - 20,0-30,0
Поглотитель кислых газов - 0,5-5,0
Ингибитор коррозии - 0,5-3,0
Водная фаза - Остальное
Причем в качестве углеводородной фазы состав содержит нефть, продукты или отходы ее переработки, твердая фаза содержит мелкодисперсные частицы карбоната кальция или гидроокиси кальция, размеры частиц менее 1,0 мкм, в качестве поглотителя кислых газов (сероводорода) он содержит марганцевокислый калий или окислы или соли железа, в качестве ингибитора коррозии он содержит органический ингибитор пленочного типа.This goal is achieved in that the composition for repair and insulation work in the well, containing hydrocarbon, water and solid phases and an emulsifier-stabilizer, as an emulsifier-stabilizer contains a mixture of esters with calcium salts of alkylarylsulfonic acids in a ratio of 1:30 and additionally an acid scavenger gases and corrosion inhibitor in the following ratio of components, wt.%:
Hydrocarbon phase - 10.0-30.0
Solid phase - 10.0-30.0
Emulsifier Stabilizer - 20.0-30.0
Acid gas absorber - 0.5-5.0
Corrosion Inhibitor - 0.5-3.0
Water phase - The rest
Moreover, as the hydrocarbon phase, the composition contains oil, products or waste from its processing, the solid phase contains finely dispersed particles of calcium carbonate or calcium hydroxide, particle sizes less than 1.0 microns, as it absorbs acid gases (hydrogen sulfide), it contains potassium permanganate or oxides or salts iron, as a corrosion inhibitor, it contains an organic film-type inhibitor.
Сложные эфиры общей формулы
CnH2n-mCOOCH2CH2N(CH2CH2OH)2,
где n = 15-17; m = 1, 2, 3, 5 известны как хорошие эмульгаторы эмульсий 11-го рода и выпускаются в РФ. Кальциевые соли алкиларилсульфокислот общей формулы (CnH2n+1C6H4SO3)2Ca используются в качестве компонентов моющих составов и для снижения поверхностного натяжения.Esters of the General Formula
C n H 2n-m COOCH 2 CH 2 N (CH 2 CH 2 OH) 2 ,
where n = 15-17; m = 1, 2, 3, 5 are known as good emulsifiers of emulsions of the 11th kind and are available in the Russian Federation. Calcium salts of alkylarylsulfonic acids of the general formula (C n H 2n + 1 C 6 H 4 SO 3 ) 2 Ca are used as components of detergent compositions and to reduce surface tension.
Пример. Example.
Для приготовления технологической жидкости использовали следующие материалы:
- в качестве углеводородной фазы брали нефть или продукты ее переработки (предпочтительно применение дизельного топлива по ГОСТ 4749-73);
- в качестве твердой фазы брали мелкодисперсный карбонат кальция или гидроокись кальция, при этом частицы твердой фазы имели размеры менее 1,0 мкм;
- в качестве стабилизатора и эмульгатора брали смесь сложных эфиров органических кислот и многоатомных спиртов с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот. Сложные эфиры органических кислот и многоатомных спиртов получали путем взаимодействия таллового масла и триэтаноламина, а кальциевые соли алкиларилсульфокислот - в процессе производства сульфонатных и силицилатных присадок к моторным маслам (путем алкилирования бензола продуктами полимеризации пропанпропиленовой фракции газов крекинг- и реформинг-процессов);
- в качестве поглотителя кислых газов (сероводород, углекислый газ) использовали марганцевокислый калий;
- в качестве ингибитора коррозии использовали органический ингибитор пленочного типа, например, сепакорр 5478 AM;
- в качестве водной фазы использовали воду различной степени минерализации и солевого состава (предпочтительно использовать водный раствор хлористого кальция).The following materials were used to prepare the process fluid:
- oil or products of its processing were taken as the hydrocarbon phase (preferably the use of diesel fuel in accordance with GOST 4749-73);
- fine calcium carbonate or calcium hydroxide was taken as the solid phase, while the particles of the solid phase had sizes less than 1.0 μm;
- as a stabilizer and emulsifier took a mixture of esters of organic acids and polyhydric alcohols with calcium salts of alkylaryl sulfonic acids. Esters of organic acids and polyhydric alcohols were obtained by the interaction of tall oil and triethanolamine, and the calcium salts of alkylarylsulfonic acids were obtained during the production of sulfonate and silicate additives to motor oils (by alkylation of benzene with polymerization products of the propane-propylene fraction of the cracking and reforming gases);
- potassium permanganate was used as an absorber of acid gases (hydrogen sulfide, carbon dioxide);
- an organic film-type inhibitor, for example, Sepacorr 5478 AM, was used as a corrosion inhibitor;
- as the aqueous phase used water of varying degrees of salinity and salt composition (it is preferable to use an aqueous solution of calcium chloride).
Приготовление состава технологической жидкости осуществляли следующим образом. В углеводородной фазе растворяли смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот. Затем постепенно при интенсивном перемешивании добавляли водную фазу до полного ее эмульгирования и равновесной стабилизации системы "вода в масле". Далее вводилась твердая дисперсная фаза и поглотитель кислых газов при перемешивании до равномерного их распределения в системе раствора. На конечном этапе приготовления технологической жидкости добавляется ингибитор коррозии с равномерным его распределением в объеме системы. The preparation of the composition of the process fluid was carried out as follows. A mixture of esters with calcium salts of alkylarylsulfonic acids was dissolved in the hydrocarbon phase. Then, gradually, with vigorous stirring, the aqueous phase was added until it was completely emulsified and the water-in-oil system was stabilized in equilibrium. Next, a solid dispersed phase and an acid gas absorber were introduced with stirring until they were uniformly distributed in the solution system. At the final stage of the preparation of the process fluid, a corrosion inhibitor is added with its uniform distribution in the system volume.
Соотношение ингредиентов при приготовлении технологической жидкости находилось в следующих пределах (мас.%): углеводородная фаза от 10,0 до 30,0; твердая фаза от 10,0 до 30,0; смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот (в соотношении 1:30) от 20,0 до 30,0; поглотитель кислых газов от 0,5 до 5,0; ингибитор коррозии от 0,5 до 3,0 и водная фаза - остальное. The ratio of ingredients in the preparation of the process fluid was in the following ranges (wt.%): Hydrocarbon phase from 10.0 to 30.0; solid phase from 10.0 to 30.0; a mixture of esters with calcium salts of alkylarylsulfonic acids (1:30) from 20.0 to 30.0; acid gas absorber from 0.5 to 5.0; corrosion inhibitor from 0.5 to 3.0 and the aqueous phase - the rest.
Испытание технологической жидкости с различной концентрацией исходных компонентов (таблица 1) проводили при воздействии на нее сероводорода и углекислого газа и температуры 105oC. Для этих целей использовали пластовый флюид Астраханского газоконденсатного месторождения с содержанием сероводорода 25,5% и углекислого газа - 23,7%).The test fluid with different concentrations of the starting components (table 1) was carried out when exposed to hydrogen sulfide and carbon dioxide and a temperature of 105 o C. For these purposes, used reservoir fluid Astrakhan gas condensate field with a hydrogen sulfide content of 25.5% and carbon dioxide 23.7 %).
Изменение технологических свойств состава оценивалось с помощью стандартных методик и приборов. Параметр "электростабильность" замерялась на приборе фирмы "Бароид". Характеристики коррозионной активности оценивались в среде сырого газа Астраханского газоконденсатного месторождения в специальных испытательных камерах при температуре 105oC, в которые помещались образцы-свидетели. Оценка скорости общей коррозии проводилась по ГОСТ 9.905-82 и ГОСТ 9.506-87 с использовальзованием плоских образцов размером 50х20х2,5 мм из стали SM 90SSU, а для оценки наводораживающей активности состава использовались проволочные образцы диаметром 2 мм из проволоки CB-08A. Величина остаточной пластичности (Q в %) определялась по формуле
где n - число гибов проволочных образцов после воздействия кислых газов;
n0 - исходное число гибов проволочных образцов.The change in the technological properties of the composition was evaluated using standard methods and instruments. The parameter "electrical stability" was measured on a device of the company "Baroid". The characteristics of corrosion activity were evaluated in the raw gas medium of the Astrakhan gas condensate field in special test chambers at a temperature of 105 o C, in which the witness samples were placed. The general corrosion rate was estimated in accordance with GOST 9.905-82 and GOST 9.506-87 using flat samples of size 50x20x2.5 mm made of SM 90SSU steel, and wire samples with a diameter of 2 mm made of CB-08A wire were used to assess the hydrogen-disturbing activity of the composition. The value of residual ductility (Q in%) was determined by the formula
where n is the number of bends of wire samples after exposure to acid gases;
n0 is the initial number of bends of wire samples.
Изменение основных технологических свойств состава до и после воздействия пластового флюида и температуры 105oC представлено в табл. 2.The change in the main technological properties of the composition before and after exposure to formation fluid and a temperature of 105 o C are presented in table. 2.
Из результатов, приведенных в табл. 2, следует, что для состава нижний предел содержания ингредиентов составляет, мас. %: углеводородная фаза - 10,0; твердая фаза - 10,0; эмульгатор-стабилизатор - 20,0; поглотитель кислых газов - 0,5; ингибитор коррозии - 0,5 (растворы - 2, 7, 12, 17, 22), а верхним пределом - углеводородная фаза - 30; твердая фаза - 30,0; эмульгатор-стабилизатор - 30,0; поглотитель кислых газов - 5,0; ингибитор коррозии - 3,0 (растворы - 4, 9, 14, 19, 24). При этом установлено, что оптимальное соотношение смеси сложных эфиров органических кислот и кальциевых солей алкиларилсульфокислот в эмульгаторе-стабилизаторе составляет 1:30 (раствор 27). From the results given in table. 2, it follows that for the composition the lower limit of the content of ingredients is, wt. %: hydrocarbon phase - 10.0; solid phase - 10.0; emulsifier stabilizer - 20.0; acid gas absorber - 0.5; corrosion inhibitor - 0.5 (solutions - 2, 7, 12, 17, 22), and the upper limit is the hydrocarbon phase - 30; solid phase 30.0; emulsifier stabilizer - 30.0; acid gas absorber - 5.0; corrosion inhibitor - 3.0 (solutions - 4, 9, 14, 19, 24). It was found that the optimal ratio of the mixture of esters of organic acids and calcium salts of alkylarylsulfonic acids in the emulsifier-stabilizer is 1:30 (solution 27).
В этих пределах основные свойства состава отвечают требованиям, предъявляемым при производстве работ по изоляции заколонного пространства скважины, консервации, глушении, при подземном и капитальном ремонте, в качестве надпакерной и буферной жидкости, блокировки высокопроницаемых участков продуктивного пласта в условиях высокого содержания кислых газов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Так реологические свойства (условная вязкость, статическое напряжение сдвига), фильтрационные свойства, агрегативная устойчивость (величина электростабильности), содержание сероводорода и характеристики коррозионной активности состава после воздействия кислых газов и температуры 105oC находятся в оптимальных пределах.Within these limits, the main properties of the composition meet the requirements for the isolation of the annulus, preservation, killing, underground and overhaul, as an overpacker and buffer fluid, blocking of highly permeable sections of the reservoir in conditions of high acid gas content during oil exploitation and gas wells. So rheological properties (conditional viscosity, static shear stress), filtration properties, aggregate stability (value of electrical stability), hydrogen sulfide content and the characteristics of the corrosion activity of the composition after exposure to acid gases and a temperature of 105 o C are in the optimal range.
Таким образом, состав технологической жидкости показал себя устойчивым при воздействии на него пластового флюида с высоким содержанием агрессивных кислых газов - сероводорода и углекислого газа и температуры выше 100oC.Thus, the composition of the process fluid proved to be stable when exposed to reservoir fluid with a high content of aggressive acid gases - hydrogen sulfide and carbon dioxide and temperatures above 100 o C.
Claims (6)
Углеводородная фаза - 10,0 - 30,0
Твердая фаза - 10,0 - 30,0
Эмульгатор-стабилизатор - 20,0 - 30,0
Поглотитель кислых газов - 0,5 - 5,0
Ингибитор коррозии - 0,5 - 3,0
Водная фаза - Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной фазы он содержит нефть, продукты или отходы ее переработки.1. The composition for repair and insulation work in the well, containing hydrocarbon, water and solid phases, as well as an emulsifier-stabilizer, characterized in that as an emulsifier-stabilizer it contains a mixture of esters with calcium salts of alkylarylsulfonic acids in a ratio of 1: 30 and additionally, an acid gas absorber and a corrosion inhibitor in the following ratio of components, wt.%:
Hydrocarbon phase - 10.0 - 30.0
Solid phase - 10.0 - 30.0
Emulsifier-stabilizer - 20.0 - 30.0
Acid gas absorber - 0.5 - 5.0
Corrosion Inhibitor - 0.5 - 3.0
Water phase - The rest
2. The composition according to claim 1, characterized in that as the hydrocarbon phase it contains oil, products or waste from its processing.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99116384/03A RU2167181C2 (en) | 1999-07-27 | 1999-07-27 | Composition for performance of repair and isolating operations in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99116384/03A RU2167181C2 (en) | 1999-07-27 | 1999-07-27 | Composition for performance of repair and isolating operations in well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99116384A RU99116384A (en) | 2001-05-10 |
| RU2167181C2 true RU2167181C2 (en) | 2001-05-20 |
Family
ID=20223171
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99116384/03A RU2167181C2 (en) | 1999-07-27 | 1999-07-27 | Composition for performance of repair and isolating operations in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2167181C2 (en) |
-
1999
- 1999-07-27 RU RU99116384/03A patent/RU2167181C2/en active
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11261364B2 (en) | Spacer fluids and cement slurries that include surfactants | |
| EP0707055B1 (en) | Hydrocarbon base cementitious drilling fluid | |
| US4374737A (en) | Nonpolluting drilling fluid composition | |
| EA007842B1 (en) | Flat rheology drilling fluid | |
| CA2611135A1 (en) | Cement compositions comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use | |
| JPS6317984A (en) | Low toxic oil composition and use thereof in drilling fluid | |
| CN109971441B (en) | Bicontinuous phase microemulsion, preparation method thereof, drilling fluid containing microemulsion and preparation method thereof | |
| EA009065B1 (en) | Delayed phase changing agent for invert emulsion drilling fluid | |
| EA004204B1 (en) | Borehole fluid containing a lubricating composition, method for verifying the lubrication of a borehole fluid, application with respect to fluids with a high ph | |
| RU2167181C2 (en) | Composition for performance of repair and isolating operations in well | |
| RU2502774C1 (en) | Drilling mud on hydrocarbon basis | |
| SU1073274A1 (en) | Hydrocarbon-base drilling mud | |
| RU2733622C1 (en) | Weighted drilling mud on hydrocarbon base | |
| RU2731965C1 (en) | Heavy process fluid for killing wells, composition and method for preparation thereof | |
| SU857210A1 (en) | Hydrophobic emulsion solution for drilling and damping wells | |
| CN109681176B (en) | Method for liquid drainage and gas production by adopting oil-resistant foam drainage agent composition | |
| SU1198090A1 (en) | Hydrocarbon-base drilling mud | |
| RU2194844C2 (en) | Base of weighted plugging mortar | |
| SU1771480A3 (en) | Method for treatment of water-based drilling mud | |
| RU2044759C1 (en) | Method of destruction of intermediate emulsion layer | |
| RU2188314C1 (en) | Gel-forming composition | |
| RU2235871C2 (en) | Acidic composition for treating face-adjacent bed section | |
| CN111676004A (en) | High-temperature-resistant ultrahigh-density oil-based drilling fluid and preparation method thereof | |
| RU2237638C2 (en) | Composite for preparing road concrete | |
| RU2215134C1 (en) | Composition for operation and repair of injection wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 14-2001 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20130123 |