RU2802773C1

RU2802773C1 - Heavy process fluid based on chlorides, composition and method for its preparation, method for killing wells with heavy process fluid

Info

Publication number: RU2802773C1
Application number: RU2022127399A
Authority: RU
Inventors: Гульфия Рашитовна Пучина; Виктор Владимирович Рагулин; Наталья Анатольевна Сергеева
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ")
Filing date: 2022-10-21
Publication date: 2023-09-01

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: group of inventions relates to the completion and repair of oil and gas wells. Composition for the preparation of a heavy process fluid with a density of 1.32 g/cm³ to 1.82 g/cm³ at 20°C for killing wells includes wt.%: calcium chloride 26.4-29.9; zinc chloride 63.3-67.2; corrosion inhibitor 5.3-10.2. Heavy process fluid for killing wells is an aqueous solution with a density of 1.32 g/cm³ to 1.82 g/cm³ at 20°C, including, wt.%: calcium chloride 20.5-22.5; zinc chloride 48.9-50.2; corrosion inhibitor 4.0-8.0; the rest is water.

EFFECT: ensuring simultaneously low values of corrosion rate (up to 0.538 mm/year) and low freezing temperature (below minus 35°C) of heavy process fluid, its cryostability, compatibility with formation waters, expansion of the range of change in the density of the specified fluid, as well as ease of manufacture.

19 cl, 4 tbl, 3 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и в условиях низких температур Крайнего Севера для глушения и выполнения различных видов работ.The invention relates to the oil production industry, namely to the completion and repair of oil and gas wells, and can be used in conditions of abnormally high reservoir pressures and in low temperatures of the Far North for well killing and performing various types of work.

Существующие на месторождении пластовые давления определяют и выбор жидкости глушения для выполнения ремонтных работ на скважине. В настоящее время в общей доле добывающих скважин растет количество скважин с аномально высоким пластовым давлением. При проведении ремонтных работ такие скважины принято глушить растворами повышенной плотности (более 1,3 г/см³). Почти все из них обладают повышенной или высокой коррозионной активностью, особенно при повышенных температурах, обладают высокой температурой замерзания, что не позволяет использовать их на месторождениях Крайнего Севера, а также они кратно дороже легких и утяжеленных составов.The reservoir pressures existing in the field also determine the choice of killing fluid for performing repair work on the well. Currently, the number of wells with abnormally high reservoir pressure is growing in the total share of producing wells. When carrying out repair work, it is customary to kill such wells with solutions of high density (more than 1.3 g/cm ³ ). Almost all of them have increased or high corrosive activity, especially at elevated temperatures, have a high freezing point, which does not allow their use in the fields of the Far North, and they are also many times more expensive than light and weighted compounds.

Известны тяжелые жидкости плотностью от 1,6 г/см³ до 1,8 г/см³, в состав которых входят нитрат и хлорид кальция, а также хлорид цинка, но известные жидкости характеризуются высокой температурой замерзания и высокими значениями скорости коррозии.Heavy liquids with a density of 1.6 g/cm ³ to 1.8 g/cm ³ are known, which include calcium nitrate and chloride, as well as zinc chloride, but the known liquids are characterized by a high freezing point and high corrosion rates.

Для получения тяжелых технологических жидкостей глушения в интервале плотностей 1,4-1,81 г/см³ наиболее широко используют бромсодержащие соли, в частности, бромид кальция, который обладает довольно высокой температурой замерзания (температура кристаллизации раствора плотностью 1,7 г/см³ составляет минус 13,3°C) и является дорогостоящим соединением.To obtain heavy process kill fluids in the density range of 1.4-1.81 g/cm ³ , bromine-containing salts are most widely used, in particular calcium bromide, which has a fairly high freezing point (crystallization temperature of a solution with a density of 1.7 g/cm ³ is minus 13.3°C) and is an expensive connection.

Решением данной проблемы является разработка собственных составов и самостоятельное приготовление тяжелой жидкости глушения на растворно-солевых узлах.The solution to this problem is to develop your own compositions and independently prepare heavy kill fluid at solution-salt units.

Однако минимальная температура замерзания для указанных составов составила минус 21°C, что является недостаточным для их использования в условиях Крайнего Севера.However, the minimum freezing temperature for these compositions was minus 21°C, which is insufficient for their use in the Far North.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, тяжелая жидкость глушения (ТЖГ), способ приготовления ТЖГ и способ глушения скважин с использованием ТЖГ по патенту РФ №2365612 (опубл. 27.09.2009 г., МПК: C09K 8/42, C09K 8/528, C09K 8/54, C09K 8/84), который содержит, 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; бензоат натрия 0,80-1,30. Общими с заявляемым изобретением признаками является наличие в составе следующих компонентов: хлорид цинка и хлорид кальция.There is a known composition for the preparation of process fluids for the completion and repair of oil and gas wells, heavy kill fluid (HFL), a method for preparing HFL and a method for killing wells using HGL according to RF patent No. 2365612 (published on September 27, 2009, IPC: C09K 8 /42, C09K 8/528, C09K 8/54, C09K 8/84), which contains, wt.%: calcium chloride 13.3-21.9; calcium nitrate 13.3-21.9; zinc chloride 52.55-72.1; sodium chloride 0.5-2.35; sodium benzoate 0.80-1.30. The common features of the claimed invention are the presence of the following components: zinc chloride and calcium chloride.

Недостатком такого состава является его повышенная коррозионная активность, что требует дополнительную обработку ингибиторами коррозии и приводит к удорожанию и повышению токсичности раствора. Также недостатком является сложный для приготовления много компонентный состав технологической жидкости.The disadvantage of this composition is its increased corrosiveness, which requires additional treatment with corrosion inhibitors and leads to increased cost and increased toxicity of the solution. Another disadvantage is that the multi-component composition of the process fluid is difficult to prepare.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей с высокой плотностью, тяжелая жидкость глушения (ТЖГ), способ приготовления ТЖГ и способ глушения скважин с использованием ТЖГ (патент РФ №2423405, опубл. 10.07.2011 г., МПК: C09K 8/06, C09K 8/42), который содержит нитрат кальция 31,20-49,0 масс.%, хлорид цинка 0,20-37,59 масс.%, оксид цинка 0,01-1,80 масс.%, хлорид кальция - остальное. Коррозионная активность данного состава снижена за счет введения в него оксида цинка в количестве до 1,8 масс.%. Общими с заявляемым изобретением признаками является наличие следующих компонентов: хлорид цинка и хлорид кальция. Недостатком данного состава тяжелой технологической жидкости является высокая температура замерзания (до -25°С).A known composition for the preparation of process fluids with high density, heavy kill fluid (HFL), a method for preparing HFL and a method for killing wells using HGL (RF patent No. 2423405, published 07/10/2011, IPC: C09K 8/06, C09K 8 /42), which contains calcium nitrate 31.20-49.0 wt.%, zinc chloride 0.20-37.59 wt.%, zinc oxide 0.01-1.80 wt.%, calcium chloride - the rest. The corrosive activity of this composition is reduced due to the introduction of zinc oxide into it in an amount of up to 1.8 wt.%. The common features of the claimed invention are the presence of the following components: zinc chloride and calcium chloride. The disadvantage of this composition of heavy process fluid is the high freezing point (up to -25°C).

Из уровня техники известен состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, тяжелая жидкость глушения (ТЖГ), способ приготовления ТЖГ и способ глушения скважин с использованием ТЖГ по патенту РФ №2519019 (опубл. 10.06.2014 г., МПК: C09K 8/00, C09K 8/42), содержащий нитрат кальция (2,9-24,4 масс.%), хлорид кальция (25,7-40,8 масс.%), хлорид цинка (38,1-60,0 масс.%), оксид цинка (0,3-0,7 масс.%) и тиосульфат натрия (0,3-0,7 масс.%). Общими с заявляемым изобретением признаками являются следующие компоненты состава: хлорид кальция и хлорид цинка.Known from the prior art is a composition for preparing a heavy process fluid for completing and repairing oil and gas wells, a heavy kill fluid (HFL), a method for preparing HFL, and a method for killing wells using HFL according to RF patent No. 2519019 (published on June 10, 2014, MIC: C09K 8/00, C09K 8/42), containing calcium nitrate (2.9-24.4 wt.%), calcium chloride (25.7-40.8 wt.%), zinc chloride (38.1 -60.0 wt.%), zinc oxide (0.3-0.7 wt.%) and sodium thiosulfate (0.3-0.7 wt.%). The following components of the composition are common to the claimed invention: calcium chloride and zinc chloride.

Однако в известном составе для приготовления технологической жидкости (патент РФ №2519019) минимальное значение температуры замерзания составляет -40°С, при этом наблюдается повышение скорости коррозии до 0,12 мм/год.However, in the known composition for the preparation of process fluid (RF patent No. 2519019), the minimum freezing temperature is -40°C, and an increase in the corrosion rate to 0.12 mm/year is observed.

Известен состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, тяжелая жидкость глушения (ТЖГ), способ приготовления ТЖГ и способ глушения скважин с использованием ТЖГ по патенту РФ №2737597 (опубл. 01.12.20202, МПК: E21B 33/138, C09K 8/06, C09K 8/42). Состав тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, для приготовления которой использованы хлорид цинка, ингибитор коррозии, хлорид кальция, нитрат кальция и вода. Общими признаками с известным составом тяжелой технологической жидкости (по патенту РФ №2737597) является использование хлорида кальция и хлорида цинка для приготовления тяжелой технологической жидкости.There is a known composition for the preparation of heavy process fluid for killing wells, heavy killing fluid (HFL), a method for preparing HGL and a method for killing wells using HGL according to RF patent No. 2737597 (published 12/01/20202, IPC: E21B 33/138, C09K 8/ 06, C09K 8/42). The composition of a heavy process fluid for killing wells, for the preparation of which zinc chloride, a corrosion inhibitor, calcium chloride, calcium nitrate and water are used. Common features with the known composition of heavy process fluid (according to RF patent No. 2737597) is the use of calcium chloride and zinc chloride for the preparation of heavy process fluid.

Недостатком данного состава является высокая скорость коррозии и сложность приготовления многокомпонентного состава тяжелой технологической жидкости.The disadvantage of this composition is the high corrosion rate and the complexity of preparing a multicomponent composition of a heavy process fluid.

Техническим результатом изобретения является обеспечение одновременно низких значений скорости коррозии (до 0,538 мм/год) и низкой температуры замерзания (ниже минус 35°C) тяжелой технологической жидкости, ее криостабильности, совместимости с пластовыми водами, расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, а также простоты изготовления из-за наличия малого количества компонентов в составе, что дополнительно обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений, при различных условиях и на различных месторождениях.The technical result of the invention is to simultaneously provide low corrosion rates (up to 0.538 mm/year) and low freezing temperatures (below minus 35°C) of heavy process fluid, its cryostability, compatibility with formation waters, expanding the range of changes in the density of the said fluid, as well as simplicity manufacturing due to the presence of a small number of components in the composition, which additionally ensures its use in a wide range of reservoir pressures, under different conditions and in different fields.

Технический результат достигается за счет того, что используется состав для приготовления тяжелой технологической жидкости с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С для глушения скважин, который включает хлорид кальция, хлорид цинка и ингибитор коррозии при следующих соотношениях компонентов, масс.%:The technical result is achieved due to the fact that a composition is used for preparing a heavy process fluid with a density from 1.32 g/cm ³ to 1.82 g/cm ³ at 20°C for killing wells, which includes calcium chloride, zinc chloride and an inhibitor corrosion at the following ratios of components, wt.%:

хлорид кальцияcalcium chloride 26,4-29,9 масс.%26.4-29.9 wt.%

хлорид цинкаzinc chloride 63,3-67,2 масс.%63.3-67.2 wt.%

ингибитор коррозииcorrosion inhibitor 5,3-10,2 масс.% 5.3-10.2 wt.%

Технический результат достигается за счет того, что тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин представляет собой водный раствор с плотностью от 1,32г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С, включающий:The technical result is achieved due to the fact that the heavy process fluid for killing wells is an aqueous solution with a density from 1.32 g/cm ³ to 1.82 g/cm ³ at 20°C, including:

хлорид кальцияcalcium chloride 20,5-22,5 масс.%20.5-22.5 wt.% хлорид цинкаzinc chloride 48,9-50,2 масс.% 48.9-50.2 wt.% ингибитор коррозииcorrosion inhibitor 4,0-8,0 масс.% 4.0-8.0 wt.% водаwater остальноеrest

Технический результат достигается за счет того, что используется способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, при котором в воде растворяют хлорид кальция в количестве от 20,5-22,5 масс.% от массы жидкости, затем в полученном растворе хлорида кальция растворяют хлорид цинка в количестве 48,9-50,2 масс.%, при этом количество воды обеспечивает плотность жидкости от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С, и в полученный раствор добавляют ингибитор коррозии в количестве от 4,0-8,0 масс.% от массы жидкости.The technical result is achieved due to the fact that a method is used for preparing a heavy process fluid for killing wells, in which calcium chloride is dissolved in water in an amount of 20.5-22.5 wt.% by weight of the liquid, then the chloride is dissolved in the resulting solution of calcium chloride zinc in an amount of 48.9-50.2 wt.%, while the amount of water provides a liquid density from 1.32 g/cm ³ to 1.82 g/cm ³ at 20°C, and a corrosion inhibitor is added to the resulting solution in an amount of 4.0-8.0 wt.% by weight of the liquid.

Технический результат достигается за счет того, что используется способ глушения скважин, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, представляющей собой водный раствор с плотностью от 1,32г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С, включающий:The technical result is achieved due to the fact that a well killing method is used, which includes pumping into the well a heavy process fluid, which is an aqueous solution with a density from 1.32 g/cm ³ to 1.82 g/cm ³ at 20°C, including:

Технический результат достигается за счет оптимального определения содержания трех компонентов для тяжелой технологической жидкости: хлорида кальция, хлорида цинка и ингибитора коррозии, что одновременно обеспечивает необходимую плотность (до 1,82 г/см³) жидкости глушения, соответствие ее всем необходимым требованиям: низкая скорость замерзания ниже минус 35°C, низкая скорость коррозии меньше и совместимость с пластовыми водами. Технический результат достигается за счет соблюдения оптимальных диапазонов содержания трех компонентов тяжелой технологической: хлорида кальция, являющегося утяжелителем, но при повышении содержания которого повышается температура замерзания и наблюдается несовместимость с пластовыми водами; хлорида цинка, компонента, влияющего на понижение температуры замерзания, но при повышении содержания которого увеличивается скорость коррозии, которая нерегулируема даже при повышении содержания ингибитора кислотной коррозии; и ингибитора коррозии, который в заявленных диапазонах имеет максимальный эффект по снижению скорости коррозии при наличие хлорида цинка.The technical result is achieved due to the optimal determination of the content of three components for heavy process fluid: calcium chloride, zinc chloride and a corrosion inhibitor, which simultaneously ensures the required density (up to 1.82 g/cm ³ ) of the kill fluid, its compliance with all the necessary requirements: low speed freezing below minus 35°C, low corrosion rate, less and compatibility with formation waters. The technical result is achieved by observing the optimal content ranges of three heavy process components: calcium chloride, which is a weighting agent, but when its content increases, the freezing temperature increases and incompatibility with formation waters is observed; zinc chloride, a component that affects the decrease in freezing point, but when the content increases, the corrosion rate increases, which is uncontrollable even with an increase in the content of acid corrosion inhibitor; and a corrosion inhibitor, which, within the stated ranges, has the maximum effect in reducing the corrosion rate in the presence of zinc chloride.

В качестве ингибитора коррозии может содержаться ингибитор кислотной коррозии или смесь нескольких ингибиторов кислотной коррозии, например, Сонкор и/или роданид калия.The corrosion inhibitor may contain an acid corrosion inhibitor or a mixture of several acid corrosion inhibitors, for example, Soncor and/or potassium thiocyanate.

Заявленная тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин может содержать в составе различные облагораживающие добавки в зависимости от условий использования. Облагораживающие добавки могут влиять на значение плотности получающихся растворов. В связи с этим, при расчете количества воды для приготовления указанной жидкости для утяжеления раствора необходимо учитывать влияние той или иной добавки на плотность растворов, в которых она используется.The declared heavy process fluid for killing wells may contain various improving additives depending on the conditions of use. Refining additives can affect the density of the resulting solutions. In this regard, when calculating the amount of water for preparing the specified liquid to weight the solution, it is necessary to take into account the effect of a particular additive on the density of the solutions in which it is used.

Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин может включать ингибитор солеотложений для улучшения совместимости с пластовыми водами продуктивных горизонтов без образования осадка, вызывающего кольматацию пласта и снижение притока пластового флюида в скважину.Heavy process fluid for killing wells may include a scale inhibitor to improve compatibility with formation waters of productive horizons without the formation of sediment, causing clogging of the formation and reducing the influx of formation fluid into the well.

В качестве ингибитора солеотложений может быть использована нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) или оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.Nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP) or oxyethylidene diphosphonic acid (HEDP) can be used as a scale inhibitor in the range from 0.01 to 0.02 wt.%.

Жидкости для глушения скважин могут быть приготовлены на основе технической, пресной либо пластовой воды, в которых могут содержаться растворенные примеси, дополнительно влияющие на значения скорости коррозии, либо могут вызывать локальные коррозионные повреждения. В частности, тяжелая технологическая жидкость может содержать в качестве ингибитора коррозии Сонкор и/или роданид калия.Fluids for killing wells can be prepared on the basis of technical, fresh or formation water, which may contain dissolved impurities that additionally affect the corrosion rate values, or can cause local corrosion damage. In particular, a heavy process fluid may contain Soncor and/or potassium thiocyanate as a corrosion inhibitor.

Составы для приготовления тяжелых технологических жидкостей включают компоненты в сухом виде или, если компонент - жидкость (например, если в качестве ингибитора коррозии используется Сонкор 9510К), частично в жидком виде.Compositions for the preparation of heavy process fluids include components in dry form or, if the component is liquid (for example, if Sonkor 9510K is used as a corrosion inhibitor), partially in liquid form.

В состав тяжелой технологической жидкости возможно введение гидрофобизатора для снижения межфазного натяжения на границе жидкость глушения - нефть. Гидрофобизаторы позволяют уменьшить эффект набухания глинистого цемента при его контакте с жидкостью глушения на водной основе, ускорить вынос воды и жидкости глушения из мелких пор коллектора, снизить эффект смачиваемости поверхности пористой среды водной фазой. Водонасыщенность гидрофобизированных участков пласта резко падает, что увеличивает проницаемость по нефти. В качестве гидрофобизатора, например, используются различные производные алкилметилбензиламмоний хлорида. Наиболее часто используемые гидрофобизаторы в данной области техники: ИВВ-1 марка "З-40", Нефтенол К марка НК-40 (алкил С10-С16 метилбензиламмоний хлорид), VEPOTANOL WR 10 В (алкил-С10-С18-К,К-диметил-К-бензиламмоний хлорид), Ипроден ГФ-1 м.Б, РХП-10 марка ИОз и концентрат ГФ-1 м.В. В частности, в качестве гидрофобизатора может быть использован алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 масс.%.It is possible to introduce a water-repellent agent into the heavy process fluid to reduce the interfacial tension at the kill fluid-oil interface. Water repellents make it possible to reduce the effect of swelling of clay cement upon its contact with a water-based killing fluid, accelerate the removal of water and killing fluid from the small pores of the reservoir, and reduce the effect of wettability of the surface of a porous medium by the aqueous phase. The water saturation of hydrophobized areas of the formation drops sharply, which increases oil permeability. For example, various derivatives of alkylmethylbenzylammonium chloride are used as a water repellent. The most commonly used water repellents in this field of technology: IVV-1 brand "Z-40", Neftenol K brand NK-40 (alkyl C10-C16 methylbenzylammonium chloride), VEPOTANOL WR 10 B (alkyl-C10-C18-K, K-dimethyl -K-benzylammonium chloride), Iproden GF-1 m.B, RKhP-10 grade IOz and concentrate GF-1 m.V. In particular, alkyldimethylbenzylammonium chloride can be used as a water repellent in the range from 0.5 to 2.1 wt%.

При указанном массовом соотношении сухих солей обеспечивается растворение в воде в количестве, необходимом для обеспечения соответствующей плотности. Например, в пределах от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С. При этом меньшую плотность технологической жидкости можно обеспечить за счет ее разбавления водой. После добавления воды жидкость может быть дополнительно перемешана.At the specified mass ratio of dry salts, dissolution in water is ensured in the amount necessary to ensure the appropriate density. For example, in the range from 1.32 g/cm ³ to 1.82 g/cm ³ at 20°C. In this case, a lower density of the process fluid can be achieved by diluting it with water. After adding water, the liquid can be further stirred.

Оптимально проводить растворение компонентов ТЖГ при перемешивании. Перемешивание могут проводить и после растворения всех веществ для лучшего распределения ионов в объеме жидкости, например, в течение 4 часов.It is optimal to dissolve the TZH components with stirring. Stirring can also be carried out after all substances have been dissolved for better distribution of ions in the volume of liquid, for example, within 4 hours.

В связи с возможным наличием в составе воды или солей кальция примесей, для уменьшения количества взвешенных частиц готовая тяжелая технологическая жидкость может быть отправлена на отстаивание. Отстаивание может проводиться в течение разного периода времени в зависимости от чистоты исходных соединений, например, в течение 24 часов. Время отстаивания может быть сокращено при стабильном качестве по количеству взвешенных частиц или при наличии системы принудительной фильтрации на линии выдачи жидкости. При отгрузке жидкости, например, в автоцистерны рекомендуется подавать жидкость из слива, расположенного не ниже 20 см над уровнем дна емкости.Due to the possible presence of impurities in water or calcium salts, the finished heavy process liquid can be sent for settling to reduce the amount of suspended particles. Settling can be carried out for varying periods of time depending on the purity of the starting compounds, for example, within 24 hours. Settling time can be reduced if the quality is stable in terms of the number of suspended particles or if there is a forced filtration system in the liquid dispensing line. When loading liquid, for example, into tank trucks, it is recommended to supply liquid from a drain located at least 20 cm above the bottom of the container.

Приведенные ниже примеры служат для иллюстрации изобретения, но не должны рассматриваться, как ограничивающие изобретение.The following examples serve to illustrate the invention but should not be construed as limiting the invention.

Пример 1. В 21,13 гр. (21,13 масс.%) пресной воды растворяли при перемешивании безводного хлорида кальция в количестве 20,87 гр. (20,87 масс.%). После полного растворения хлорида кальция растворяют хлорид цинка в количестве 50,0 гр. (50,0 масс.%), и в полученный раствор добавляют 8,0 гр. ингибитора коррозии - по 4 гр. Сонкор 9510К и 4 гр. роданида калия (8,0 масс.%).Example 1. At 21.13 g. (21.13 wt%) of fresh water was dissolved with stirring anhydrous calcium chloride in an amount of 20.87 g. (20.87 wt.%). After complete dissolution of calcium chloride, dissolve zinc chloride in an amount of 50.0 g. (50.0 wt.%), and 8.0 g is added to the resulting solution. corrosion inhibitor - 4 g. Soncor 9510K and 4 gr. potassium thiocyanate (8.0 wt.%).

Пример 2. В 25,3 гр. (25,3 масс. %) пресной воды растворяли при перемешивании безводного хлорида кальция в количестве 20,5 гр. (20,5 масс.%). После полного растворения хлорида кальция растворяют хлорид цинка в количестве 50,2 гр. (50,2 масс.%), и в полученный раствор добавляют 4 гр. ингибитора коррозии - по 2 гр. Сонкор 9510К и 2 гр. роданида калия (4,0 масс.%).Example 2. At 25.3 g. (25.3 wt.%) fresh water was dissolved with stirring anhydrous calcium chloride in an amount of 20.5 g. (20.5 wt.%). After complete dissolution of calcium chloride, dissolve zinc chloride in an amount of 50.2 g. (50.2 wt.%), and 4 g are added to the resulting solution. corrosion inhibitor - 2 g. Soncor 9510K and 2 gr. potassium thiocyanate (4.0 wt.%).

Пример 3. В 24,6 гр. (24,6 масс.%) пресной воды растворяли при перемешивании безводного хлорида кальция в количестве 22,5 гр. (22,5 масс.%). После полного растворения хлорида кальция растворяют хлорид цинка в количестве 48,9 гр. (48,9 масс.%), и в полученный раствор добавляют 4 гр. ингибитор коррозии - по 2 гр. Сонкор 9510К и 2 гр. роданида калия (4,0 масс.%).Example 3. At 24.6 g. (24.6 wt.%) of fresh water was dissolved with stirring anhydrous calcium chloride in an amount of 22.5 g. (22.5 wt.%). After complete dissolution of calcium chloride, dissolve zinc chloride in an amount of 48.9 g. (48.9 wt.%), and 4 g are added to the resulting solution. corrosion inhibitor - 2 g. Soncor 9510K and 2 gr. potassium thiocyanate (4.0 wt.%).

При подготовке составов для приготовления тяжелой технологической жидкости массовые проценты соответственно рассчитываются через массы компонентов без учета воды.When preparing compositions for the preparation of heavy process fluids, mass percentages are respectively calculated through the masses of the components without taking into account water.

Для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин использовали техническую воду, пресную воду либо пластовую воду месторождений АО «Мессояханефтегаз» (таблица 1), ООО «Газпромнефть-Хантос» (таблица 2), ООО «Газпромнефть-Заполярье» (таблица 3).To prepare heavy process fluid for killing wells, we used process water, fresh water or formation water from the fields of JSC Messoyakhaneftegaz (Table 1), LLC Gazpromneft-Khantos (Table 2), LLC Gazpromneft-Zapolyarye (Table 3).

Таблица 1 - Ионный состав пластовой воды АО «Мессояханефтегаз»Table 1 - Ionic composition of formation water of Messoyakhaneftegaz JSC СвойстваProperties Единица измеренияUnit ВеличинаMagnitude 1.1. Общая минерализацияGeneral mineralization мг/дм³ mg/dm ³ 15710,2215710.22 2.2. Содержание ионов:Ion content: мг/дм³ mg/dm ³ Ca²⁺ Ca2 ⁺ 157,90157.90 Mg²⁺ Mg ²⁺ 111,10111.10 Na⁺+K⁺ Na ⁺ +K ⁺ 5748,215748.21 Cl^- ^Cl- 9043,909043.90 SO₄ ^2- SO ₄ ^2- 4,904.90 HCO₃ ^- HCO ₃ ^- 708,40708.40

Таблица 2 - Ионный состав пластовой воды ООО «Газпромнефть-Заполярье»Table 2 - Ionic composition of formation water of Gazpromneft-Zapolyarye LLC СвойстваProperties Единица измеренияUnit ВеличинаMagnitude 1.1. Общая минерализацияGeneral mineralization мг/дм³ mg/dm ³ 2369923699 2.2. Содержание ионов:Ion content: мг/дм³ mg/dm ³ Ca²⁺ Ca2 ⁺ 5877,005877.00 Mg²⁺ Mg ²⁺ 1728,001728.00 Na⁺+K⁺ Na ⁺ +K ⁺ 132,00132.00 Ва²⁺ Va ²⁺ 11,0011.00 Sr²⁺ Sr ²⁺ 57,0057.00 Cl^- ^Cl- 15400,0015400.00 SO₄ ^2- SO ₄ ^2- 36,0036.00 HCO₃ ^- HCO ₃ ^- 458,00458.00

Таблица 3 - Ионный состав пластовой воды ООО «Газпромнефть-Хантос»Table 3 - Ionic composition of formation water of Gazpromneft-Khantos LLC СвойстваProperties Единица измеренияUnit ВеличинаMagnitude 1.1. Общая минерализацияGeneral mineralization мг/дм³ mg/dm ³ 1396413964 2.2. Содержание ионов:Ion content: мг/дм³ mg/dm ³ Ca²⁺ Ca2 ⁺ 76,0076.00 Mg²⁺ Mg ²⁺ 29,0029.00 Na⁺+K⁺ Na ⁺ +K ⁺ 5005,005005.00 Ва²⁺ Va ²⁺ 23,0023.00 Sr²⁺ Sr ²⁺ 8,008.00 Cl^- ^Cl- 6736,006736.00 SO₄ ^2- SO ₄ ^2- 13,0013.00 HCO₃ ^- HCO ₃ ^- 2074,002074.00

Коррозионная активность тяжелой технологической жидкости испытывалась на изделиях, выполненных из стали марки Ст20.The corrosive activity of heavy process fluid was tested on products made of St20 steel.

Результаты испытаний представлены в таблице 4.The test results are presented in Table 4.

Таблица 4Table 4 № п/пNo. Свойства технологических жидкостейProperties of process fluids Плотность при 20°С, г/см³ Density at 20°C, g/cm ³ Содержание КВЧ, мг/лEHF content, mg/l Температура замерзания при выдержке 15 мин, °СFreezing temperature when held for 15 minutes, °C Скорость коррозии стали (Ст 20), мм/годSteel corrosion rate (St 20), mm/year Совместимость с пластовыми водами при температуре 90°С в течение 3-х сутокCompatibility with formation waters at a temperature of 90°C for 3 days 11 1,8031.803 168168 ниже -37below -37 0,05380.0538 совместимcompatible 22 1,8041,804 252252 ниже -35below -35 0,07620.0762 совместимcompatible 33 1,8101,810 216216 ниже -35below -35 0,06810.0681 совместимcompatible

Результаты, приведенные в таблице 4, для тяжелой технологической жидкости (летней и зимней форм) для глушения скважин подтверждают достижение технического результата и для составов, предназначенных для приготовления тяжелой технологической жидкости. Облагораживающие добавки, в частности НТФ, являются инертными по отношению друг к другу и могут быть смешаны заранее до их растворения в воде. Таким образом, жидкость, полученная из заявленных составов сухих компонентов, будет обладать такими же физико-химическими свойствами, как и жидкость для глушения скважин.The results given in Table 4 for heavy process fluid (summer and winter forms) for killing wells confirm the achievement of the technical result for compositions intended for the preparation of heavy process fluid. Refining additives, in particular NTP, are inert towards each other and can be mixed in advance before they are dissolved in water. Thus, the liquid obtained from the declared compositions of dry components will have the same physical and chemical properties as the liquid for killing wells.

Добавка производных алкилметиламмоний хлорида в качестве гидрофобизатора позволяет добиться снижения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - керосин», и повысить коэффициенты проницаемости по воде и по нефти.The addition of alkylmethylammonium chloride derivatives as a water repellent makes it possible to reduce the interfacial tension at the interface between the kill fluid and kerosene phases, and to increase the permeability coefficients for water and oil.

Оценка совместимости с пластовыми водами проводилась путем смешивания пластовых вод (таблицы 1-3) с жидкостями глушения в соотношении 1:9, 5:5 и 9:1. В течение первых 30-ти минут визуально оценивалось наличие помутнения, образование осадка, расслоение. Все испытательные склянки подвергались термостатированию в течение 3-х суток при пластовой температуре (90°C). После термостатирования испытательные склянки охлаждались до комнатной температуры. Состояние проб оценивалось визуально. Использование указанных составов позволяет получить жидкость глушения, которая совместима с пластовыми водами разной степени минерализации.The assessment of compatibility with formation waters was carried out by mixing formation waters (Tables 1-3) with kill fluids in a ratio of 1:9, 5:5 and 9:1. During the first 30 minutes, the presence of turbidity, sediment formation, and delamination were visually assessed. All test flasks were thermostatically controlled for 3 days at reservoir temperature (90°C). After thermostatting, the test flasks were cooled to room temperature. The condition of the samples was assessed visually. The use of these compositions makes it possible to obtain a kill fluid that is compatible with formation waters of varying degrees of salinity.

Приведенные примеры описывают приготовление жидкостей с максимальной плотностью. Жидкости глушения с меньшим значением плотности могут быть приготовлены аналогичным образом либо путем разбавления.The examples given describe the preparation of liquids with maximum density. Killing fluids with a lower density can be prepared in a similar way or by dilution.

Заявленные составы для приготовления ТЖГ, тяжелая технологическая жидкость (летняя и зимняя формы) характеризуются одновременно низкими значениями температуры замерзания, низкими значениями скорости коррозии, простоты приготовления и состава ТЖГ, подтверждает достижение технического результата при их использовании.The declared compositions for the preparation of TGG, heavy process liquid (summer and winter forms) are simultaneously characterized by low freezing temperatures, low corrosion rates, ease of preparation and composition of TGG, which confirms the achievement of a technical result when using them.

При глушении скважин заявленная тяжелая технологическая жидкость закачивается в скважину.When killing wells, the declared heavy process fluid is pumped into the well.

Таким образом, заявленная группа изобретений, включающая тяжелую жидкость для глушения скважин, составы и способы для ее приготовления и применения обеспечивают одновременно низкие значения скорости коррозии и низкие температуры замерзания (ниже минус 35°C) тяжелой технологической жидкости, а также расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, что обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений.Thus, the claimed group of inventions, including heavy fluid for killing wells, compositions and methods for its preparation and use, simultaneously provide low corrosion rates and low freezing temperatures (below minus 35°C) of the heavy process fluid, as well as expanding the range of changes in the density of the specified liquid, which ensures its use in a wide range of reservoir pressures.

Claims

1. Composition for the preparation of heavy process fluid with a density from 1.32 g/cm ³ to 1.82 g/cm ³ at 20°C for killing wells, which includes calcium chloride, zinc chloride and a corrosion inhibitor in the following ratios of components, wt .%:

calcium chloride 26.4-29.9 zinc chloride 63.3-67.2 corrosion inhibitor 5.3-10.2

2. Composition for the preparation of heavy process fluid according to claim 1, which contains Sonkor and/or potassium thiocyanate as a corrosion inhibitor.

3. Composition for the preparation of heavy process fluid according to claim 1, which additionally contains a scale inhibitor, nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP) in the range from 0.01 to 0.02 wt.%.

4. Composition for the preparation of heavy process fluid according to claim 1, which additionally contains a scale inhibitor, oxyethylidene diphosphonic acid (HEDP) in the range from 0.01 to 0.02 wt.%.

5. Heavy process fluid for killing wells, which is an aqueous solution with a density from 1.32 g/cm ³ to 1.82 g/cm ³ at 20°C, including, wt.%:

calcium chloride 20.5-22.5 zinc chloride 48.9-50.2 corrosion inhibitor 4.0-8.0 water rest

6. Heavy process fluid for killing wells according to claim 5, which contains Sonkor and/or potassium thiocyanate as a corrosion inhibitor.

7. Heavy process fluid for killing wells according to claim 5, additionally containing scale inhibitor nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP) in the range from 0.01 to 0.02 wt.%.

8. Heavy process fluid for killing wells according to claim 5, additionally containing scale inhibitor oxyethylidene diphosphonic acid (HEDP) in the range from 0.01 to 0.02 wt.%.

9. Heavy process fluid for killing wells according to claim 5, additionally containing the hydrophobizing agent alkyldimethylbenzylammonium chloride in the range from 0.5 to 2.1 wt.%.

10. A method for preparing a heavy process fluid for killing wells, in which calcium chloride is dissolved in water in an amount of 20.5-22.5 wt.% by weight of the liquid, then zinc chloride is dissolved in the resulting solution of calcium chloride in an amount of 48.9- 50.2 wt.%, while the amount of water provides a liquid density from 1.32 g/cm ³ to 1.82 g/cm ³ at 20°C, and a corrosion inhibitor is added to the resulting solution in an amount of 4.0-8 .0 wt.% by weight of the liquid.

11. A method for preparing heavy process fluid for killing wells according to claim 10, in which Sonkor and/or potassium thiocyanate are used as a corrosion inhibitor.

12. A method for preparing a heavy process fluid for killing wells according to claim 10, in which the scale inhibitor nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP) is additionally added in the range from 0.01 to 0.02 wt.%.

13. A method for preparing a heavy process fluid for killing wells according to claim 10, in which the scale inhibitor oxyethylidene diphosphonic acid (HEDP) is additionally added in the range from 0.01 to 0.02 wt.%.

14. A method for preparing heavy process fluid for killing wells according to claim 10, in which the hydrophobizing agent alkyldimethylbenzylammonium chloride is additionally added in the range from 0.5 to 2.1 wt.%.

15. A method for killing wells, including pumping into a well a heavy process fluid, which is an aqueous solution with a density from 1.32 g/cm ³ to 1.82 g/cm ³ at 20°C, including, wt.%:

16. A method for killing wells, including pumping a heavy process fluid into the well, according to claim 15, in which Sonkor and/or potassium thiocyanate are added to the aqueous solution of the heavy process fluid as a corrosion inhibitor.

17. A method for killing wells, including pumping a heavy process fluid into a well, according to claim 15, in which a scale inhibitor, nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP) in the range from 0.01 to 0.02 wt.%, is additionally added to the aqueous solution of the heavy process fluid.

18. A method for killing wells, including pumping a heavy process fluid into a well according to claim 15, in which a scale inhibitor oxyethylidene diphosphonic acid (HEDP) is additionally added to the aqueous solution of the heavy process fluid in the range from 0.01 to 0.02 wt.%.

19. A method for killing wells, including pumping a heavy process fluid into a well according to claim 15, in which a hydrophobizing agent alkyldimethylbenzylammonium chloride in the range from 0.5 to 2.1 wt.% is additionally added to the aqueous solution of the heavy process fluid.