RU2423405C1 - Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью - Google Patents

Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью Download PDF

Info

Publication number
RU2423405C1
RU2423405C1 RU2010108432/03A RU2010108432A RU2423405C1 RU 2423405 C1 RU2423405 C1 RU 2423405C1 RU 2010108432/03 A RU2010108432/03 A RU 2010108432/03A RU 2010108432 A RU2010108432 A RU 2010108432A RU 2423405 C1 RU2423405 C1 RU 2423405C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composition
solid phase
chloride
density
density non
Prior art date
Application number
RU2010108432/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Михаил Евгеньевич Ламосов (RU)
Михаил Евгеньевич Ламосов
Евгений Николаевич Штахов (RU)
Евгений Николаевич Штахов
Алексей Александрович Бояркин (RU)
Алексей Александрович Бояркин
Original Assignee
Михаил Евгеньевич Ламосов
Евгений Николаевич Штахов
Алексей Александрович Бояркин
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Михаил Евгеньевич Ламосов, Евгений Николаевич Штахов, Алексей Александрович Бояркин filed Critical Михаил Евгеньевич Ламосов
Priority to RU2010108432/03A priority Critical patent/RU2423405C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2423405C1 publication Critical patent/RU2423405C1/ru

Links

Landscapes

  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)

Abstract

Изобретение относится к составу для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов. Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью содержит, мас.%: нитрат кальция 31,20-49,0, хлорид цинка 0,20-37,59, оксид цинка 0,01-1,80, хлорид кальция - остальное. Технический результат - снижение токсичности при сохранении технологических свойств. 1 табл.

Description

Изобретение относится к новым составам для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью (около 1,60-1,80 г/м3), который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.
Известен состав для приготовления технологической жидкости без твердой фазы с плотностью до 1600 кг/м3 для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин (патент РФ 2291181), содержащий нитрат кальция, хлорид кальция, оксид или ацетат двухвалентного металла, ингибитор коррозии аминного типа при следующем содержании компонентов (% масс.): нитрат кальция 28-67, хлорид кальция - 31-69, оксид или ацетат двухвалентного металла - 0,5-1,2, ингибитор коррозии аминного типа - 0,75-2,5. Состав может дополнительно содержать понизитель фильтрации (полианионная целлюлоза, оксиэтилцеллюлоза) в количестве не более 1,2%.
Недостатками указанного состава и жидкостей на его основе являются низкая плотность, не превышающая 1600 кг/см3, что сужает область применения состава, а также завышенное содержание нитрата кальция. В техническом нитрате кальция практически всегда присутствует нитрат аммония в количестве 2-5%, что в значительной степени снижает его гигроскопичность. Растворы, содержащие нитрат аммония, особенно агрессивны ввиду высокой деполяризационной способности нитрат-иона и способности катиона аммония образовывать с металлом оборудования растворимые комплексы. Кроме того, эти растворы имеют кислую реакцию вследствие гидролиза:
NH4+ + НОН ↔ NH4OH + H+
Присутствующий в составе ингибитор коррозии аминного типа (например, гексаметилентетрамин) выделяет очень токсичные пары формальдегида.
Наиболее близким по своей сущности к заявляемому является состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы плотностью до 1950 кг/м3 для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин (патент РФ 2365612), содержащий хлорид и нитрат кальция, хлориды цинка и натрия и бензоат натрия при следующем соотношении компонентов (% масс.): хлорид кальция - 13,3-21,9, нитрат кальция - 13,3-21,9, хлорид цинка - 52,55 - 72,1, хлорид натрия - 0,5-2,35 и бензоат натрия - 0,80-1,30.
Состав пригоден для приготовления технологических жидкостей плотностью до 1,95 г/см3. При этом при температуре 120°С и выше фильтрационные показатели жидкостей на его основе остаются стабильными, что особенно важно при использовании их на месторождениях с содержанием сероводорода.
Недостатком указанного состава является повышенная коррозионная активность жидкостей на его основе при значении плотностей ниже 1,80 г/см3, что требует их дополнительной обработки ингибиторами коррозии. Повышенная коррозионная активность объясняется увеличением растворимости кислорода в жидкости из-за снижения концентрации солей при разбавлении ее до значения плотности 1,8 г/см3 и ниже.
Задачей настоящего изобретения является разработка более простого и доступного состава, с показателями по активности, находящимися на уровне известных для известной ближайшей композиции, и позволяющего его использовать для приготовления жидкостей без твердой фазы плотностью 1,6-1,80 г/см3 с низкой коррозионной активностью.
Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы плотностью 1,60-1,80 г/см3 для заканчивания (для глушения) и ремонта нефтяных и газовых скважин согласно изобретению обеспечивает технический результат - снижение токсичности при сохранении технологических свойств, т.е. без ухудшения технологических без добавления ингибитора коррозии аминного типа.
Согласно настоящему изобретению состав для приготовления технологических жидкостей с высокой плотностью (1,60-1,80 г/см3) состав содержит нитрат и хлорид кальция, хлорид цинка и дополнительно содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, масс.%:
Нитрат кальция 31,20-49,0
Хлорид цинка 0,20-37,59
Оксид цинка 0,01-1,80
Хлорид кальция остальное
Отличием предлагаемого состава от ближайшего является то, что состав дополнительно содержит оксид цинка при соотношении компонентов, указанных выше.
Хлорид цинка обладает высокой растворимостью, что позволяет использовать его для приготовления растворов плотностью до 1,80 г/см3. В то же время концентрированные растворы хлорида цинка имеют отчетливо выраженную кислую реакцию, обусловленную гидролизом с образованием с водой комплексных кислот типа H[ZnCl2OH] или H2[ZnCl2(OH)2].
При взаимодействии с окисью цинка в результате реакции:
ZnO + H2[ZnCl2(OH)2] = Zn[ZnCl2(OH)2] + H2O или
ZnO + 2H[ZnCl2(OH)] = Zn[ZnCl2(OH)]2 + H2O
кислотность раствора и соответственно его коррозионная активность резко понижается.
Процесс приготовления заявляемого состава производится путем смешения компонентов. Приготовление технологических жидкостей производится путем растворения сухой солевой композиции полученного состава в пресной воде.
Для сравнения заявляемого состава с прототипом готовили жидкость без твердой фазы на основе известного состава.
Примеры приготовления технологических жидкостей без твердой фазы на основе сухой солевой композиции
ПРИМЕР 1 (сравнительный). В механической мешалке смешивали 310 г хлорида кальция, 670 г нитрата кальция, 12 г соединения двухвалентного металла, например ацетата калия, и 8 г ингибитора коррозии гексаметилентетрамина. Полученный состав растворяли в 500 мл пресной воды. Получившиеся 930 мл рассола плотностью 1,60 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
ПРИМЕР 2 (сравнительный). В механической мешалке смешали 133 г хлорида кальция, 133 г нитрата кальция, 721 г хлорида цинка, 5 г хлорида натрия и 8 г бензоата натрия. Полученные 1000 г состава растворили в 272 мл пресной воды. Получившиеся 669 мл рассола плотностью 1,90 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
ПРИМЕР 3 (сравнительный). В механической мешалке смешали 133 г хлорида кальция, 133 г нитрата кальция, 721 г хлорида цинка, 5 г хлорида натрия и 8 г бензоата натрия. Полученные 1000 г состава растворили в 356 мл пресной воды. Получившиеся 753 мл рассола плотностью 1,80 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
ПРИМЕР 4. В механической мешалке смешивали 490 г хлорида кальция, 490 г нитрата кальция, 18,9 г хлорида цинка и 1,1 г оксида цинка (% масс. 49:49:18,9:0,011). Полученный состав растворяли в 625 мл пресной воды. Получившиеся 617 мл рассола плотностью 1,62 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
ПРИМЕР 5. В механической мешалке смешивали 361 г хлорида кальция, 361 г нитрата кальция, 264 г хлорида цинка и 14 г оксида цинка (% масс. 36,1:36,1:24,6:1,4). Полученный состав растворяли в 390 мл пресной воды. Получившиеся 808 мл рассола плотностью 1,72 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
ПРИМЕР 6. В механической мешалке смешивали 312 г хлорида кальция, 312 г нитрата кальция, 358 г хлорида цинка и 18 г оксида цинка (% масс. 31,2:31,2:35,8:1,4). Полученный состав растворяли в 375 мл пресной воды. Получившиеся 774 мл рассола плотностью 1,80 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Результаты испытаний приведены в таблице.
Figure 00000001
При последующем повышении температуры свойства полностью восстанавливаются.
Из табличных данных видно, что добавка оксида цинка и исключение из рецептуры органического ингибитора коррозии (в сравнении с прототипом) позволяет получать растворы высокой плотностью до 1,80 г/см3 с сопоставимыми данными по скорости коррозии по сравнению с прототипом. Коррозионная активность жидкостей плотностью выше 1,60 г/см3 при 110°С также не превышает нормы, разрешенной в нефтегазодобыче.
Технологические жидкости на основе заявляемого солевого состава совместимы с применяемыми в нефтегазодобыче химреагентами и по мере необходимости могут быть обработаны реагентами - понизителями фильтрации, регуляторами структурно-реологических свойств, ПАВ, нейтрализатором кислых газов и т.д.

Claims (1)

  1. Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы для глушения и ремонта скважин, содержащий нитрат кальция и хлорид кальция, отличающийся тем, что он содержит дополнительно хлорид цинка и оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%:
    Нитрат кальция 31,20-49,0 Хлорид цинка 0,20-37,59 Оксид цинка 0,01-1,80 Хлорид кальция остальное
RU2010108432/03A 2010-03-10 2010-03-10 Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью RU2423405C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010108432/03A RU2423405C1 (ru) 2010-03-10 2010-03-10 Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010108432/03A RU2423405C1 (ru) 2010-03-10 2010-03-10 Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2423405C1 true RU2423405C1 (ru) 2011-07-10

Family

ID=44740246

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010108432/03A RU2423405C1 (ru) 2010-03-10 2010-03-10 Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2423405C1 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2519019C1 (ru) * 2013-03-12 2014-06-10 Сергей Александрович Рябоконь Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин
RU2720023C1 (ru) * 2019-08-07 2020-04-23 Денис Валерьевич Фроловский Способ приготовления базового рассола высокой плотности для создания жидкостей глушения и заканчивания скважин
RU2737597C1 (ru) * 2019-06-20 2020-12-01 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин
RU2802773C1 (ru) * 2022-10-21 2023-09-01 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Тяжёлая технологическая жидкость на основе хлоридов, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2519019C1 (ru) * 2013-03-12 2014-06-10 Сергей Александрович Рябоконь Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин
RU2737597C1 (ru) * 2019-06-20 2020-12-01 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин
RU2720023C1 (ru) * 2019-08-07 2020-04-23 Денис Валерьевич Фроловский Способ приготовления базового рассола высокой плотности для создания жидкостей глушения и заканчивания скважин
RU2802773C1 (ru) * 2022-10-21 2023-09-01 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Тяжёлая технологическая жидкость на основе хлоридов, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью
RU2813763C1 (ru) * 2022-10-21 2024-02-16 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью
RU2817459C1 (ru) * 2023-07-10 2024-04-16 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2019213396B2 (en) High density aqueous well fluids
de Morais et al. Effect of pH on the efficiency of sodium hexametaphosphate as calcium carbonate scale inhibitor at high temperature and high pressure
EA018475B1 (ru) Комплект органического ингибитора коррозии для органических кислот
RU2423405C1 (ru) Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью
RU2581859C1 (ru) Состав для обработки призабойной зоны пласта
RU2365612C1 (ru) Состав для приготовления технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин
RU2519019C1 (ru) Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин
RU2291181C1 (ru) СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1600 кг/м3 ) ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
RU2427604C1 (ru) СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ С ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1,60 г/м3
ES2875454T3 (es) Fluidos acuosos de alta densidad para pozos
EP0389150B1 (en) Removal of sulphides
CN107636201A (zh) 腐蚀抑制剂配制品
RU2744224C1 (ru) Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин
US20150159072A1 (en) Oxygen scavenger for drilling fluids
RU2782915C1 (ru) Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1600 кг/м3
RU2307798C1 (ru) Состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты)
RU2813763C1 (ru) Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью
RU2709869C1 (ru) Способ подготовки солянокислотного раствора для кислотной обработки скважины
RU2650146C1 (ru) Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин (2 варианта)
RU2737597C1 (ru) Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин
WO2018056826A1 (en) Underground halite mitigation
RU2363717C1 (ru) Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин
US3353927A (en) Dissolving rock salt containing calcium sulfate in the presence of an anionic organic wetting agent
US3996135A (en) Catalyst for sulfite scavengers
RU2541667C1 (ru) Состав для повышения нефтеотдачи пластов

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180311

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20200420