SU1836548A3 - Fluid for ejection and repair of bore-holes - Google Patents
Fluid for ejection and repair of bore-holes Download PDFInfo
- Publication number
- SU1836548A3 SU1836548A3 SU915009198A SU5009198A SU1836548A3 SU 1836548 A3 SU1836548 A3 SU 1836548A3 SU 915009198 A SU915009198 A SU 915009198A SU 5009198 A SU5009198 A SU 5009198A SU 1836548 A3 SU1836548 A3 SU 1836548A3
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- xylose
- koh
- naoh
- twenty
- zinc
- Prior art date
Links
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Description
Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально высоких пластовых давлений.
Сущность изобретения заключается в том, что жидкость для заканчивания и ремонта скважин, включающая бромиды цинка и кальция, ингибитор сероводородной коррозии и воду, дополнительно содержит ксилозу и гидроксид щелочного металла при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Бромид цинка 47,0-57,0
Бромид кальция 15,0-25,0
Ингибитор сероводородной коррозии 0,01-0,1
Ксилоза 2,0-3,0
Гидроксид щелочного металла 2,5-4,0 Вода Остальное
Заявленная совокупность признаков позволяет снизить скорость коррозии ста лей в термобарических условиях и температуру кристаллизации.
При комнатной температуре скорость коррозии в растворах композиции с различным содержанием бромида цинка (от 12 до 80 мас.%) мала и не превышает реличины 0,125 мм/год, То же самое наблюдается в композиции с невысоким содержанием бромида цинка (до 25 мас.%) и сравнительно высоким pH (4-5) даже при повышенных температурах (до 90°С). Высокая коррозионная агрессивность растворов с высоким содержанием бромида цинка (46 мас.% и выше) обусловлена очень низкими значениями pH (менее 1) и, по-видимому, связана с образованием цинковых кислот. Попытки повышения pH путем обработки различными гидроксидами щелочных металлов приводят к образованию осадка гидроксида цинка и снижению плотности раствора. Обработка ингибиторами коррозии различного типа хотя и снижает скорость коррозии,
1836548 ί
1835548 но величина ее остается достаточно высокой (более 0,5 мм/год).
Обработка жидкости, включающей бромиды цинка и кальция, ингибитор сероводородной коррозии и воду, ксилозой и гидроксидом щелочного металла позволяет снизить коррозионную активность жидкости при повышенных температурах, а также снизить температуру кристаллизации. Свойства полученной жидкости стабильны во времени и после термообработки, выпадения осадка и изменения плотности не происходит,
Исходную жидкость подготавливают следующим образом:
- нагревают в течение 0,5 ч до температуры 25-30°С;
- вводят требуемые количества бромида кальция (ТУ 6-22-11-59-82) и бромида цинка (ТУ 6-18-22-82-85) при интенсивном перемешивании:
- нагревают раствор до температуры 60-70°С;
- взвешивают требуемые количества реагентов на лабораторных весах (ГОСТ 24104-80 класс 2);
- вводят небольшими порциями заданные количества реагентов при интенсивном перемешивании до полного растворения:
а) ксилозы (ТУ 64-047934-07-89),
б) гидроксида натрия (ГОСТ 4328-77),
в) ингибитора ИКБ-4В (ТУ 38-10146074);
- полученную жидкость охлаждают.
Пример. Жидкость, содержащую 57% бромида цинка, 20% бромида кальция, 2,0% ксилозы, 3,0% гидроксида натрия, 0,1% ингибитора коррозии ИКБ-4В, готовят следующим образом: к 62,0 мл воды при перемешивании добавляют 200 г бромида кальция при температуре 25-30°С. Затем постепенно добавляют 688 г 80%-го раствора бромида цинка при температуре 30°С. Полученный раствор, перемешивают в течение 0,5 ч, затем добавляют 1 г ингибитора коррозии И КБ-4 В и 20 г ксилозы до полного растворения. После перемешивания в течение 0,5 ч вводят 30 г едкого натра. Получений раствор перемешивают в течение 1 ч для равномерного распределения ингредиентов.
Оценку коррозионных свойств различных составов жидкости § термобарических условиях при температуре 110°С и давлении
МПа производяти гравиметрическим методом в течение 240 ч.
В таблице приведены данные о составе и свойствах жидкости для заканчивания и ремонта скважин при различных концентрациях ингредиентов. Из таблицы видно, что увеличение содержания ксилозы в жидкости само по себе мало влияет на скорость коррозии. Более сильное влияние на скорость коррозии оказывает щелочь. Однако при увеличении концентрации щелочи без роста концентрации ксилозы великё вероятность образования осадка гидроксида цинка.
Влияние ксилозы заключается в образовании достаточно стойких комплексов с ионами цинка, благодаря чему при добавлении щелочи не происходит образования гидроксида цинка, а также наблюдается снижение температуры кристаллизации. Добавление ксилозы в сравнительно небольшом количестве, достаточном для предотвращения осадкообразования, объясняется тем, что в насыщенном растворе бромид цинка диссоциирует на ионы сравнительно слабо.
Температуру кристаллизации определяют по методике Американского нефтяного института API RP13J.
Эксперимент показал, что введение в раствор композиции бромид кальция - бромид цинка ксилозы до 5% снижает температуру кристаллизации на 7-10°С (при одинаковой плотности раствора).
Применение предлагаемой жидкости позволяет успешно проводить операции по вторичному вскрытию пластов, установке ВСО в условиях аномально высоких пластовых давлений, температур и сероводородной агрессии.
Claims (3)
- Формула изобретенияЖидкость для заканчивания и ремонта скважин, включающая бромиды цинка и кальция, ингибитор сероводородной коррозии и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит ксилозу и гидроксид щелочного металла при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:Бромид цинка 47,0-55,0;Бромид кальция 15,0-25,0;Ингибитор сероводородной коррозии 0,01-0,1Ксилоза 2,0—3,0;Гидроксид щелочного металла 2,5-4,0: Вода ОстальноеТехнологические свойства заявляемой жиряхтн при температуре 90°С и давлении 1 НПаШТ л/п Состав жидкости, мас.Х пВ.г4 СаВГ| ингибитор ИСБ-40 ксилоза гидроксид калия, гидроксид натрия вода ’ПрототипСкорости коррозии мм/гоаПлатность жидкости, г/сн3 Температура КрНСТаЛЛИЗаЦНИ, °C Наличие с<адка вязкость, мПа > сПримечание1 50 20 0,1 0 0 30 ьэз 2,24 -13 Нет 45Заявляемы) диапазон
- 2 47 25 0,1 З.о 4,0 (КОН) 20,90 0,065 2,05 -65 Нет 80
- 3 48 23 0,05 2,0 2,5 (ПаОН> 24,45 0,1217 2,10 -65 Кат 7445 »в,5 0,1 2,0 4,0 (КОН) 27,4 0,0931 2,20 -43 Нет 785 52 19,0 0,1 2,0 3,0 (NaOH) 23,90 0,1024 2,15 -20 №т 806 57 15 0,01 2.5 3,3 (КОН) 24,19 0,1209 2,20 -15 Нет 857 ' 50 20 0,1 2,5 4,0 (NaOH) ' 23,4 0.0741 2,2 -25 Нет 75Запредельный диапазон8 44,3 26,5 0,005 0,5 1,5 (ΙΦΗ) 37,155 0,4959 1,9 -10 Есть 42 Значения вязкости5’ за, ί 32, г 0,005 0,7 1.8 (NaOH) 28,195 0,8252 2,15 0 Есть 35 выходят за ним— моо границу до- пустммого диапазона
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU915009198A SU1836548A3 (en) | 1991-11-11 | 1991-11-11 | Fluid for ejection and repair of bore-holes |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU915009198A SU1836548A3 (en) | 1991-11-11 | 1991-11-11 | Fluid for ejection and repair of bore-holes |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1836548A3 true SU1836548A3 (en) | 1993-08-23 |
Family
ID=21588825
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU915009198A SU1836548A3 (en) | 1991-11-11 | 1991-11-11 | Fluid for ejection and repair of bore-holes |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1836548A3 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA036625B1 (ru) * | 2016-11-17 | 2020-12-01 | Альбемарл Корпорейшн | Водные скважинные флюиды высокой плотности |
-
1991
- 1991-11-11 SU SU915009198A patent/SU1836548A3/ru active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA036625B1 (ru) * | 2016-11-17 | 2020-12-01 | Альбемарл Корпорейшн | Водные скважинные флюиды высокой плотности |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4552672A (en) | Method and composition for acidizing subterranean formations | |
US4784779A (en) | Corrosion inhibitors for clear, calcium-free high density fluids | |
CA1231030A (en) | Oximes as oxygen scavengers | |
US4534870A (en) | Crosslinker composition for high temperature hydraulic fracturing fluids | |
US4617129A (en) | Scale inhibition | |
US5674817A (en) | Controlling iron in aqueous well fracturing fluids | |
US4552675A (en) | Composition and method for treating a subterranean formation | |
US20110028360A1 (en) | Organic corrosion inhibitor package for organic acids | |
NO148787B (no) | Blanding til syrebehandling av poroese undergrunnsformasjoner og anvendelse av samme | |
US4728446A (en) | Corrosion inhibitor for brines | |
US3962110A (en) | Process and composition for preventing scale build-up | |
SU1836548A3 (en) | Fluid for ejection and repair of bore-holes | |
US5378390A (en) | Composition for controlling scale formation in aqueous systems | |
US3850817A (en) | Drilling fluid | |
CA1132786A (en) | Method and composition for inhibiting corrosion in high temperature, high pressure gas wells | |
US4359392A (en) | Stabilization of modified cellulose in brines at high temperatures | |
US5126059A (en) | Precipitation control | |
US4752404A (en) | Blends of water soluble polymers | |
JPS58189380A (ja) | 水性系の処理 | |
US20060128990A1 (en) | Non-corrosive amphoteric surfactants and method of well treatment | |
US2885359A (en) | Inhibitor solution, and method of inhibiting oil well corrosion therewith | |
AU576061B2 (en) | Corrosion inhibitor for high density brines | |
US2895961A (en) | Compounds containing the imidazoline and imidazolidone or imidazolidine-thione groups | |
US3996135A (en) | Catalyst for sulfite scavengers | |
US4967838A (en) | Oil well and method using completion fluid |