RU2817459C1 - Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью - Google Patents
Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью Download PDFInfo
- Publication number
- RU2817459C1 RU2817459C1 RU2023118141A RU2023118141A RU2817459C1 RU 2817459 C1 RU2817459 C1 RU 2817459C1 RU 2023118141 A RU2023118141 A RU 2023118141A RU 2023118141 A RU2023118141 A RU 2023118141A RU 2817459 C1 RU2817459 C1 RU 2817459C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- process fluid
- heavy process
- calcium
- range
- chloride
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 77
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 64
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 40
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 34
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 25
- NGLMYMJASOJOJY-UHFFFAOYSA-O azanium;calcium;nitrate Chemical compound [NH4+].[Ca].[O-][N+]([O-])=O NGLMYMJASOJOJY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims abstract description 24
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 22
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 22
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 claims abstract description 20
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 20
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 28
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 21
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 10
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 8
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- ZNNZYHKDIALBAK-UHFFFAOYSA-M potassium thiocyanate Chemical compound [K+].[S-]C#N ZNNZYHKDIALBAK-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 229940116357 potassium thiocyanate Drugs 0.000 claims description 6
- 229960004585 etidronic acid Drugs 0.000 claims description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 12
- 238000007710 freezing Methods 0.000 abstract description 7
- 230000008014 freezing Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- CBSOFSBFHDQRLV-UHFFFAOYSA-N N-methylbenzylamine hydrochloride Chemical compound [Cl-].C[NH2+]CC1=CC=CC=C1 CBSOFSBFHDQRLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 231100000171 higher toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 229910001510 metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- WXMKPNITSTVMEF-UHFFFAOYSA-M sodium benzoate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 WXMKPNITSTVMEF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000010234 sodium benzoate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004299 sodium benzoate Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
Abstract
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. Технический результат - обеспечение одновременно низких значений скорости коррозии, температуры замерзания ниже минус 35°С тяжелой технологической жидкости, криостабильности, расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, возможность применения указанной жидкости в широком диапазоне пластовых давлений, безопасность и простота приготовления, сохранение фильтрационных характеристик скважин при повторном вводе в эксплуатацию. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин представляет собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см3 до 1,62 г/см3 при 20°С и включает, мас.%: кальций-аммоний нитрат 40,0-45,0; хлорид кальция 13,3-15,8; хлорид цинка 17,0-18,5; ингибитор коррозии 2,5-4,0; вода - остальное. Также заявлены способ приготовления указанной технологической жидкости, способ глушения с использованием указанной технологической жидкости, состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 пр.
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.
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.
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, С09К 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. Соотношение хлорида кальция к нитрату кальция составляет 1:1 либо 2:1. Общими с заявляемым изобретением признаками является наличие в составе хлорида кальция и хлорида цинка тяжелой технологической жидкости.
Недостатком такого состава является его повышенная коррозионная активность, что требует дополнительную обработку ингибиторами коррозии и приводит к удорожанию и повышению токсичности раствора, а также наличие более сложного состава жидкости.
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. %). В изобретении предлагается использование хлорида кальция к нитрату кальция в соотношениях от 1,5:1 до 3:1 для снижения энергозатрат за счет увеличения скорости растворения состава в связи с повышением температуры при растворении хлоридов металлов, взятых в больших соотношениях. Общими с заявляемым изобретением признаками являются следующие компоненты состава: хлорида кальция и хлорида цинка в тяжелой технологической жидкости для глушения скважин.
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. Решением данной проблемы является разработка собственных составов и самостоятельное приготовление тяжелой жидкости глушения на растворно-солевых узлах. Кроме того, состав данной технологической жидкости содержит большее количество компонентов, следовательно, является более сложным в приготовлении.
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. 01.12.2020, МПК: Е21В 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 тяжелой технологической жидкости.
Недостатком известной технологической жидкости по патенту РФ №2737597 является недостаточно низкая скорость коррозии, многокомпонентный сложный состав тяжелой технологической жидкости, отсутствие универсальности жидкости.
Техническим результатом изобретения является обеспечение одновременно низких значений скорости коррозии, низкой температуры замерзания (ниже минус 35°С) тяжелой технологической жидкости, криостабильности, расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, обеспечение универсальности, что дополнительно обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений, при различных условиях и на различных месторождениях, а также одновременное обеспечение безопасности и простоты приготовления из-за наличия кальций-аммоний нитрата, малого количества компонентов в составе при сохранении фильтрационных характеристик скважин при повторном вводе в эксплуатацию за счет наличия кальций-аммоний нитрат в составе.
Технический результат достигается за счет того, что состав для приготовления тяжелой технологической жидкости с плотностью от 1,32 г/см3 до 1,62 г/см3 при 20°С для глушения скважин, который включает кальций-аммоний нитрат, хлорид кальция, хлорид цинка, ингибитор коррозии при следующих соотношениях компонентов, масс. %:
| кальций-аммоний нитрат | 52,0-57,5 |
| хлорид кальция | 17,0-20,6 |
| хлорид цинка | 21,8-24,1 |
| ингибитор коррозии | 3,2-5,1. |
Технический результат достигается за счет того, что тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин представляющая собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см3 до 1,62 г/см3 при 20°С включает:
| кальций-аммоний нитрат | 40,0-45,0 масс. % |
| хлорид кальция | 13,3-15,8 масс. % |
| хлорид цинка | 17,0-18,5 масс. % |
| ингибитор коррозии | 2,5-4,0 масс. % |
| вода | остальное. |
Технический результат достигается за счет того, что реализуется способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, при котором в воде растворяют кальций-аммоний нитрат в количестве от 40,0-45,0 масс. % от массы жидкости, затем в полученном растворе кальций-аммоний нитрата растворяют хлорид кальция в количестве 13,3-15,8 масс. % от массы жидкости, затем в полученном растворе растворяют хлорид цинка в количестве 17,0-18,5 масс. %, при этом количество воды обеспечивает плотность жидкости от 1,32 г/см3 до 1,62 г/см3 при 20°С, и в полученный раствор добавляют ингибитор коррозии в количестве от 2,5-4,0 масс. % от массы жидкости.
Технический результат достигается за счет того, что реализуется способ глушения скважин, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, представляющей собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см3 до 1,62 г/см3 при 20°С, включающий:
| кальций-аммоний нитрат | 40,0-45,0 масс. % |
| хлорид кальция | 13,3-15,8 масс. % |
| хлорид цинка | 17,0-18,5 масс. % |
| ингибитор коррозии | 2,5-4,0 масс. % |
| вода | остальное. |
Технический результат достигается за счет оптимального определения содержания компонентов для тяжелой технологической жидкости, что одновременно обеспечивает необходимую плотность (до 1,62 г/см3) жидкости глушения, соответствие ее всем необходимым требованиям: низкая скорость замерзания ниже минус 35°С, низкая скорость коррозии, соответствующая требованиям, совместимость с пластовыми водами. Использование в качестве утяжелителя не индивидуального вещества нитрата кальция, а смеси солей с использованием кальций-аммоний нитрат обеспечивает стабильность ТЖГ и соответствие всем необходимым требованиям. Также кальций-аммоний нитрат препятствует набухаемости глинистых компонентов пластовой породы, что положительно влияет на восстановление фильтрационных характеристик скважин при выводе их на режим из глушения, а также обладает свойством пожаро- и взрывобезопастности, что повышает безопасность работ при приготовлении тяжелой технологической жидкости, при ее хранении и использовании.
В качестве ингибитора коррозии может содержаться ингибитор кислотной коррозии или смесь нескольких ингибиторов кислотной коррозии, например, Сонкор и/или роданид калия.
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.
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.
В качестве ингибитора солеотложений может быть использована нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) или оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас. %.
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.
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.
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. %.
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 1,62 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.
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.
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.
Приведенные ниже примеры служат для иллюстрации изобретения, но не должны рассматриваться, как ограничивающие изобретение.
Пример 1. В 23,2 гр. (23,2 масс. %) пресной воды растворяли при перемешивании безводного кальций-аммоний нитрат в количестве от 40 гр. (40,0 масс. %), затем в полученном растворе кальций-аммоний нитрата растворяют хлорид кальция в количестве 15,8 гр. (15,8 масс. %). Затем в полученном растворе растворяют хлорид цинка в количестве 18,5 гр. (18,5 масс. %), и в полученный раствор добавляют 2,5 гр. ингибитора коррозии - Сонкор 9510К (2,5 масс. %).
Пример 2. В 21 гр. (21 масс. %) пресной воды растворяли при перемешивании безводного кальций-аммоний нитрат в количестве от 43 гр. (43,0 масс. %), затем в полученном растворе кальций-аммоний нитрата растворяют хлорид кальция в количестве 14,5 гр. (14,5 масс. %). Затем в полученном растворе растворяют хлорид цинка в количестве 17,5 гр. (17,5 масс. %), и в полученный раствор добавляют 4 гр. ингибитора коррозии - Сонкор 9510К (4,0 масс. %).
Пример 3. В 22,2 гр. (22,2 масс. %) пресной воды растворяли при перемешивании безводного кальций-аммоний нитрат в количестве от 45 гр. (45,0 масс. %), затем в полученном растворе кальций-аммоний нитрата растворяют хлорид кальция в количестве 13,3 гр. (13,3 масс. %). Затем в полученном растворе растворяют хлорид цинка в количестве 17 гр. (17,0 масс. %), и в полученный раствор добавляют 2,5 гр. ингибитора коррозии - Сонкор 9510К (2,5 масс. %).
При подготовке составов для приготовления тяжелой технологической жидкости массовые проценты соответственно рассчитываются через массы компонентов без учета воды.
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).
Коррозионная активность тяжелой технологической жидкости испытывалась на изделиях, выполненных из стали марки Ст20.
Результаты испытаний представлены в таблице 4.
Результаты, приведенные в таблице 4, для тяжелой технологической жидкости (зимней формы) 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.
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.
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°С). 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.
Приведенные примеры описывают приготовление жидкостей с максимальной плотностью. Жидкости глушения с меньшим значением плотности могут быть приготовлены аналогичным образом либо путем разбавления.
Заявленные составы для приготовления ТЖГ, тяжелая технологическая жидкость (зимняя форма) характеризуются одновременно низкими значениями температуры замерзания, низкими значениями скорости коррозии, простоты приготовления и состава ТЖГ, подтверждает достижение технического результата при их использовании.
При глушении скважин заявленная жидкость по любому из ее вариантов закачивается в скважину.
Таким образом, заявленная группа изобретений, включающая тяжелую жидкости для глушения скважин, составы и способы для ее приготовления и применения обеспечивают одновременно низкие значения скорости коррозии, низкую температуру замерзания (ниже минус 35°С) тяжелой технологической жидкости, криостабильность, расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, обеспечивают универсальность, что дополнительно обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений, при различных условиях и на различных месторождениях, а также одновременное обеспечение безопасности и простоты изготовления из-за наличия малого количества компонентов в составе и сохранении фильтрационных характеристик скважин при повторном вводе в эксплуатацию за счет наличия кальций-аммоний нитрат в составе.
Claims (23)
1. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости с плотностью от 1,32 г/см3 до 1,62 г/см3 при 20°С для глушения скважин, который включает кальций-аммоний нитрат, хлорид кальция, хлорид цинка, ингибитор коррозии при следующих соотношениях компонентов, мас.%:
2. Состав по п. 1, в котором в качестве ингибитора коррозии содержится Сонкор и/или роданид калия.
3. Состав по п. 1, в котором дополнительно содержится ингибитор солеотложений нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.
4. Состав по п. 1, в котором дополнительно содержится ингибитор солеотложений оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.
5. Состав по п. 1, в котором дополнительно содержится гидрофобизатор алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 мас.%.
6. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин, представляющая собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см3 до 1,62 г/см3 при 20°С, включающий, мас.%:
7. Тяжелая технологическая жидкость по п. 6, в которой в качестве ингибитора коррозии содержится Сонкор и/или роданид калия.
8. Тяжелая технологическая жидкость по п. 6, дополнительно содержащая ингибитор солеотложений - нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.
9. Тяжелая технологическая жидкость по п. 6, дополнительно содержащая ингибитор солеотложений - оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.
10. Тяжелая технологическая жидкость по п. 6, дополнительно содержащая гидрофобизатор - алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 мас.%.
11. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, при котором в воде растворяют кальций-аммоний нитрат в количестве от 40,0-45,0 мас.% от массы жидкости, затем в полученном растворе кальций-аммоний нитрата растворяют хлорид кальция в количестве 13,3-15,8 мас.% от массы жидкости, затем в полученном растворе растворяют хлорид цинка в количестве 17,0-18,5 мас.%, количество воды обеспечивает плотность жидкости от 1,32 г/см3 до 1,62 г/см3 при 20°С, и в полученный раствор добавляют ингибитор коррозии в количестве от 2,5-4,0 мас.% от массы жидкости.
12. Способ по п. 11, при котором водный раствор тяжелой технологической жидкости в качестве ингибитора коррозии содержит Сонкор и/или роданид калия.
13. Способ по п. 11, при котором дополнительно добавляют ингибитор солеотложений -нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.
14. Способ по п. 11, при котором дополнительно добавляют ингибитор солеотложений -оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.
15. Способ по п. 11, при котором дополнительно добавляют гидрофобизатор -алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 мас.%.
16. Способ глушения скважин, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, представляющей собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см3 до 1,62 г/см3 при 20°С, включающий, мас.%:
17. Способ по п. 16, при котором водный раствор тяжелой технологической жидкости в качестве ингибитора коррозии содержит Сонкор и/или роданид калия.
18. Способ по п. 16, при котором в водный раствор тяжелой технологической жидкости дополнительно добавляют ингибитор солеотложений - нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.
19. Способ по п. 16, при котором в водный раствор тяжелой технологической жидкости дополнительно добавляют ингибитор солеотложений - оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.
20. Способ по п. 16, при котором в водный раствор тяжелой технологической жидкости дополнительно добавляют гидрофобизатор - алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 мас.%.
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2022127385A Division RU2813763C1 (ru) | 2022-10-21 | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2817459C1 true RU2817459C1 (ru) | 2024-04-16 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2365612C1 (ru) * | 2008-08-13 | 2009-08-27 | Алексей Александрович Бояркин | Состав для приготовления технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
| RU2401857C1 (ru) * | 2009-11-03 | 2010-10-20 | Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГОУВПО "МГТУ") | Технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин |
| RU2423405C1 (ru) * | 2010-03-10 | 2011-07-10 | Михаил Евгеньевич Ламосов | Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью |
| CN103694971A (zh) * | 2013-12-18 | 2014-04-02 | 吉林省东新石油工程技术有限公司 | 一种无固相压井液及其制备方法 |
| RU2582151C1 (ru) * | 2014-12-16 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Джи Эр Инвестментс" | Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны |
| 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 |
| RU2744224C1 (ru) * | 2020-07-28 | 2021-03-03 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин |
| RU2752415C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-07-27 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2365612C1 (ru) * | 2008-08-13 | 2009-08-27 | Алексей Александрович Бояркин | Состав для приготовления технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
| RU2401857C1 (ru) * | 2009-11-03 | 2010-10-20 | Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГОУВПО "МГТУ") | Технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин |
| RU2423405C1 (ru) * | 2010-03-10 | 2011-07-10 | Михаил Евгеньевич Ламосов | Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью |
| CN103694971A (zh) * | 2013-12-18 | 2014-04-02 | 吉林省东新石油工程技术有限公司 | 一种无固相压井液及其制备方法 |
| RU2582151C1 (ru) * | 2014-12-16 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Джи Эр Инвестментс" | Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны |
| 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 |
| RU2744224C1 (ru) * | 2020-07-28 | 2021-03-03 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин |
| RU2752415C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-07-27 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11268005B2 (en) | High density aqueous well fluids | |
| US4018689A (en) | Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids | |
| RU2817459C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью | |
| RU2445336C1 (ru) | Буровой раствор на синтетической основе | |
| RU2813763C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью | |
| RU2802773C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость на основе хлоридов, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью | |
| RU2616923C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью | |
| RU2737597C1 (ru) | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин | |
| RU2731965C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления | |
| RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| EP3323869B1 (en) | High density aqueous well fluids | |
| RU2423405C1 (ru) | Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью | |
| RU2717860C1 (ru) | Композиция для ликвидации гидратных пробок | |
| RU2394062C1 (ru) | Твердая основа для кислотного состава и состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| US4028257A (en) | Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids | |
| RU2778752C1 (ru) | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1450 кг/м3 | |
| RU2717850C1 (ru) | Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта | |
| US4004637A (en) | Oil recovery by improved surfactant flooding | |
| RU2333235C1 (ru) | Твердая основа состава для кислотной обработки терригенного коллектора | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
| RU2657918C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин | |
| RU2799300C1 (ru) | Интенсифицирующий состав на основе ПАВ и комплексонов для карбонатных и смешанных коллекторов | |
| RU2236576C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта | |
| RU2794253C1 (ru) | Блокирующий состав для ликвидации поглощений в продуктивных пластах при бурении скважин | |
| RU2731302C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора |