RU2582151C1 - Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при глушении скважин. Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащая хлорид кальция, хлорид магния и ингибитор коррозии, содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия, дополнительно - ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид кальция 50,0-80,0, хлорид магния 19,7-33,0, хромат натрия 0,1-3,0, ингибитор солеотложения 0,1-1,0, кристаллизационная влага 0,1-13,0. Технический результат - повышение универсальности смеси и возможности использования в условиях низких температур. 1 табл.

Description

Изобретение относится к области производства сухих строительных вяжущих материалов, используемых при добавлении воды в качестве жидкости для заглушки нефтегазовых скважин в случаях проведения их текущих и капитальных ремонтов, а также для обработки пластов призабойной зоны.

Из патентной документации известно использование хлорида кальция в смесях для глушения скважин, используемого при цементировании обсадных колонн, преимущественно с большим газовым фактором, предотвращающим миграцию газа по заколонному пространству после цементирования скважины. Материал содержит портландцемент, оксиэтилцеллюлозу, пластификатор, пеногаситель - модифицированный кремнеорганический реагент, модифицированный сополимер винилацетата и воду. Дополнительно материал содержит расширяющую добавку - окись кальция или гидросульфоалюминат кальция и ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция, в качестве пластификатора материал содержит вещество, активным действующим началом которого является сульфированный меламинформальдегид, или продукт конденсации нафталинсульфокислоты и формальдегида С-3, или полиэфиркарбоксилаты, при следующем соотношении компонентов, мас. частей: портландцемент 95,0-99,9; модифицированный сополимер винилацетата 1,0-2,0; расширяющая добавка до 5,0; оксиэтилцеллюлоза 0,3-0,5; указанный пластификатор 0,6-0,8; хлорид кальция до 2,0; указанный пеногаситель 0,1-0,2; вода 47-52. Суммарное массовое содержание сухой смеси цемента и расширяющей добавки составляет 100 мас. частей, а массовое соотношение модифицированного сополимера винилацетата и расширяющей добавки в материале составляет соответственно 1:(2,5÷5,0) (RU 2447123 С1, 10.04.2012).

Известен состав геля для глушения скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель - ацетат хрома с оксидом магния, гель дополнительно содержит хлористый кальций, введенный после остальных компонентов в количестве 112-145 г на 1 л пресной воды или 47-73 г на 1 л минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см³ при следующем соотношении компонентов, % мас.: полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 10-12,5, вода пресная - остальное или полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 4-6, вода минерализованная с плотностью 1,12 г/см³ - остальное. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты или на которых осуществляется паротепловое воздействие (RU 2483092 С1, 27.05.2013).

Известен состав для глушения высокотемпературных скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель - ацетат хрома с оксидом магния, дополнительно содержит хлористый кальций, введенный после остальных компонентов в количестве 112-145 г на 1 л пресной воды или 47-73 г на 1 л минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см³ при следующем соотношении компонентов, мас. %: полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 10-12,5, вода пресная - остальное или полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 4-6, вода минерализованная с плотностью 1,12 г/см³ - остальное. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты или на которых осуществляется паротепловое воздействие.

Близким составом для глушения скважин являются составы жидкостей глушения скважин, представляющие собой водные растворы хлоридов кальция (CaCl₂), цинка (ZnCl), магния (MgCl₂), олова (SnCl₂) или концентрированные водные растворы нитратов натрия (NaNO₃) или кальция [Ca(NO₃)₂] или концентрированные водные растворы фосфатов калия (K₃PO₄) или натрия (Na₃PO₄), а также водный раствор жидкого стекла - силиката натрия (Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. - Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981 г., стр. 192). Применение этих жидкостей обеспечивает создание благоприятных условий для работы бригад текущего ремонта скважин, поскольку данные жидкости пожаробезопасны и могут быть приготовлены из относительно доступных реагентов.

Данный состав имеет ограниченное применение, и это ограничение связано с тем, что он не может быть использован при крайне низких температурах, при этом состав не может быть использован для обработки пластов призабойной зоны.

Прототипом изобретения является состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция и ингибитор коррозии, причем состав дополнительно содержит хлорид цинка, хлорид натрия, а в качестве ингибитора коррозии используют бензоат натрия при следующих соотношениях компонентов, мас. %: хлорид кальция 13,3-21,9; нитрат кальция 13,3-21,9; хлорид цинка 52,55-72,1; хлорид натрия 0,5-2,35; бензоат натрия 0,80-1,30 (RU 2365612 С1, 27.08.2009). Смесь указанных компонентов сухая, перед ее использованием она растворяется в воде с получением раствора заданной плотности. Общими признаками прототипа и представленного в данном описании изобретения являются такие признаки, как наличие в смеси хлорида кальция и ингибитора коррозии. Данный состав имеет ограниченное применение, связанное с тем, что он не может быть использован при крайне низких температурах и для обработки пластов призабойной зоны.

Техническим результатом смеси, представленной в данном описании, является повышение ее универсальности и возможности использования в условиях низких температур.

Технический результат получен сухой смесью для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащей хлорид кальция и ингибитор коррозии, причем смесь содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия и дополнительно хлорид магния и ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид кальция 50,0-80,0, хлорид магния 19,7-33,0, хромат натрия 0,1-3,0, ингибитор солеотложения 0,1-1,0, кристаллизационная влага 0,1-13,0.

Смесь представляет собой гранулы, содержащие хлорид кальция и хлорид магния, а также ингибиторы солеотложения и коррозии, получаемые либо путем соосаждения хлорида кальция с хлоридом магния, либо грануляцией в кипящем слое. Смесь может быть получена путем изготовления гранул, каждая из которых содержит хлориды кальция и магния, причем в одном варианте изготовления гранул пропорционально в зависимости от массы гранулы в нее добавляют, мас. %: ингибитор коррозии 0,1-3,0 и ингибитор солеотложения 0,1-1,0, а в другом варианте изготовления смеси ингибиторы коррозии и солеотложения в указанных соотношениях добавляют в смесь отдельно от гранул.

Используют смесь следующим образом. Смесь загружают в емкость, в которую заливают заданное количество пресной воды и размешивают получаемый раствор мешалкой, при этом для ускорения процесса растворения смеси в воде воду предварительно подогревают до температуры 40-80°С, а сухую смесь в емкость вводят заданными порциями. При этом очередную порцию смеси вводят в емкость после растворения предыдущей порции. После растворения расчетного количества смеси проводят замер плотности полученного раствора при температуре 20°С. При более высокой плотности раствора глушения разбавляют расчетным количеством воды, при меньшем - добавляют расчетное количество смеси. После прохождения первого этапа приготовления раствора глушения - растворения солей в воде, проводят фильтрацию раствора с целью удаления из него механических примесей. После фильтрации раствора снова измеряют его плотность. Выдерживают полученный раствор при положительной температуре в пределах 10-30 мин, затем перед употреблением тщательно размешивают. При необходимости полученный раствор нагревают, фильтруют и удаляют из него взвешенные частицы. После этого раствор закачивают в скважину. Во время глушения скважины раствор заливают в скважину до определенного уровня, полученного расчетным путем, а при обработке пластов призабойной зоны жидкую смесь наносят известным образом на пласты.

Предусмотрен способ использования смеси при крайне низкой температуре окружающего воздуха, при которой разведенная водой сухая смесь не теряет своих свойств. При проведении указанных работ возможно использование раствора при температурах 4-40°С. Сухую смесь перед употреблением разводят водой до необходимой плотности и получают раствор, который может применяться в условиях крайне низких температур.

Применение раствора позволяет создать в забое скважины давление выше пластового, что обеспечивает безопасные условия работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта. Полученный из смеси раствор для глушения скважин на водной основе оказывает блокирующее действие на пласт, что приводит к увеличению сроков освоения скважин и падению темпов добычи нефти.

Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт.

При глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферный раствор необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией раствора глушения, равной объему лифтового оборудования. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии.

Испытаниям подвергалась сухая смесь, в которой в качестве ингибитора солеотложения было использовано известное соединение «Акватек-510», в качестве аналога «Акватек-510» использовалась также аминотриметиленфосфоновая кислота. В качестве ингибитора коррозии использовался нитрит натрия, а в качестве кристаллизационной влаги использовалась влага, причем такая влага, которая присутствует в составе смеси в химически связанном виде и она не может быть удалена сушкой при температуре 100°С. Эта влага содержится в кристаллогидратах. Использовалась кальциевая соль соляной кислоты и магниевая соль соляной кислоты. В качестве ингибитора коррозии применялся также анодный ингибитор коррозии (хромат натрия) и его аналог. В качестве ингибитора солеотложения применялся аналог указанного ингибитора солеотложения - аминотриметиленфосфоновая кислота. Результаты сравнительных испытаний образцов смеси приведены в таблице 1.

Как следует из таблицы, наиболее устойчивым составом к коррозии является образец №3, имеющий удовлетворяющую прочность исходной смеси - имеется в виду прочность отдельных гранул при оптимальном соотношении компонентов смеси. Указанная прочность связана с минимизацией пылеобразования в процессе транспортировки и хранения. Это позволило создать универсальную сухую смесь для получения таких жидких растворов, которые позволяют глушить скважины и обрабатывать пласты призабойной зоны в условиях крайне низких температур.

В крайних случаях сухая смесь применялась при температурах 50-60°С, при заданной плотности, и при этом она обладала качествами длительного хранения при температурах 30-50°С без выпадения осадка с сохранением своих свойств.

Claims (1)

1. Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащая хлорид кальция, хлорид магния и ингибитор коррозии, отличающаяся тем, что она содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия, дополнительно ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид кальция 50,0-80,0, хлорид магния 19,7-33,0, хромат натрия 0,1-3,0, ингибитор солеотложения 0,1-1,0, кристаллизационная влага 0,1-13,0.