состав для приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения

1. Состав для приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин, содержащий соли щелочных и щелочноземельных металлов и целевую добавку, отличающийся тем, что он содержит в качестве источника указанных солей флюс кальций азотнокислый и, по крайней мере, один компонент из группы флюс хлоркалиевый, флюс карналлитовый, концентрат минеральный галит, при соотношении компонентов, дающем в сумме следующее содержание указанных солей, мас.%:

хлорид калия	25,0-60,0
хлорид магния	1,0-28,0
кальций азотнокислый	1,0-50,0
хлорид натрия	5,0-75,0

при содержании целевой добавки 0,01-1,5 мас.% от массы указанной смеси солей

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве указанного источника флюс кальций азотнокислый, флюс хлоркалиевый и концентрат минеральный галит.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве указанного источника флюс кальций азотнокислый, флюс хлоркалиевый и флюс карналлитовый.

4. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве указанного источника флюс кальций азотнокислый и флюс хлоркалиевый.

5. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве целевой добавки оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,15 мас.%.

6. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве целевой добавки ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества и ингибиторы осадкообразования порознь или в различных сочетаниях.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к составам для приготовления технологических жидкостей, и может быть использовано в обслуживании нефтяных и газовых скважин, в частности при проведении регламентных работ, глушении, нагнетании и т.п.

Известно использование растворов солей с целевыми добавками (поверхностно-активные вещества ПАВ, загустители, ингибиторы коррозии и т.п.) в качестве технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин [1].

Недостатком указанных составов является уменьшение приемистости призабойной зоны пласта при использовании их в качестве жидкостей глушения или жидкостей вытеснения.

Известен также состав для приготовления технологической жидкости нефтяных и газовых скважин на основе обогащенной сильвинитовой руды с целевыми добавками [2].

Недостатком указанного состава является снижение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта или весьма длительная (до нескольких месяцев) продолжительность релаксации этих свойств до первоначального уровня после проведения необходимых технологических операций в скважине.

Наиболее близким по своей технической сущности и достигаемому техническому результату к заявляемому объекту является состав для приготовления технологической жидкости для добычи нефти на основе нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смеси - природной композиции на основе хлоридов калия, магния и натрия [3].

Недостатком указанного состава является снижение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта, продолжительная релаксация этих свойств до первоначального уровня после проведения необходимых регламентных работ в скважине, а также уменьшение приемистости нагнетательных скважин при использовании водных растворов его в качестве жидкости вытеснения.

Технический результат заявляемого изобретения позволяет расширить арсенал технических средств за счет использования отходов неорганических производств при одновременном повышении коллекторских свойств призабойной зоны пласта.

Необходимый технический результат достигается тем, что состав для приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин, содержащий соли щелочных и щелочно-земельных металлов и целевую добавку, отличающийся тем, что он содержит в качестве источника указанных солей флюс кальций азотнокислый и, по крайней мере, один компонент из группы: флюс хлоркалиевый, флюс карналлитовый, концентрат минеральный галит при соотношении компонентов, дающем в сумме следующее содержание указанных солей, мас.%:

хлорид калия	25,0-60,0
хлорид магния	1,0-28,0
кальций азотнокислый	1,0-50,0
хлорид натрия	5,0-75,0

при содержании целевой добавки 0,01-1,5 мас.% от массы указанной смеси солей

Состав может содержать в качестве указанного источника флюс кальций азотнокислый, флюс хлоркалиевый и концентрат минеральный галит.

Состав может содержать в качестве указанного источника флюс кальций азотнокислый, флюс хлоркалиевый и флюс карналлитовый.

Состав может содержать в качестве указанного источника флюс кальций азотнокислый и флюс хлоркалиевый.

Состав может содержать в качестве целевой добавки оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,15 мас.%.

Состав может содержать в качестве целевой добавки ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества и ингибиторы осадкообразования порознь или в различных сочетаниях в количестве от 0,01 до 1,5 мас.%.

В принципе, изобретение, учитывая количественную сторону использования солей в технологических жидкостях, решает задачу разработки или поиска солевых систем, не уступающих по функциональным характеристикам известным, а по экономическим показателям превосходящих последние.

Как известно, карналлит - тройная система хлоридов щелочных и щелочно-земельных металлов (хлористый натрий ˜20% - хлористый магний ˜25% - хлористый калий ˜22%, кристаллизационная вода и механические примеси - остальное), является продуктом естественного происхождения, и как ценное сырье для химической промышленности добывается в больших количествах. В силу этого использование карналлита в качестве основного компонента технологической жидкости нефтяных и газовых скважин не всегда экономически оправдано.

В то же время существует большое число отходов крупнотоннажных производств, содержащих двойные и даже тройные системы хлоридов и нитратов щелочных и/или щелочно-земельных металлов (калий-натрий, калий-магний, калий-магний-натрий, кальций-магний). Таковыми являются, например, флюс хлоркалиевый (ТУ 1718-001-14027149-2006, ТУ 1718-013-00545484-99, ТУ 1718-004-50267458-2003), флюс карналлитовый (ТУ 1714-470-05785388-2001), флюс кальций азотнокислый (ТУ 2149-051-32496445-2006), концентрат минеральный галит (ГСТУ 14.4.00032744-055-2003, ТУ 2152-026-05778557-2005 и др.).

Указанные отходы содержат хлориды калия, магния, натрия и кальций азотнокислый в следующих количествах, мас.%:

Таблица 1
Источник	Хлорид калия	Кальций азотнокислый	Хлорид магний	Хлорид натрий	Вода кристаллическая и нерастворимый остаток
Флюс хлоркалиевый	61,0-75,0	-	4,0-9,0	12,0-24,0	2,0-10,0
Флюс карналлитовый	30,0-35,0	-	40,0-44,0	20,0-25,0	3,0-8,0
Флюс кальций азотнокислый	-	98	-	-	2,0
Концентрат минеральный галит	0,1-25,0	-	-	40,0-98,0	2,0-10,0

Из научно-технической и патентной литературы известно, что наиболее оптимальными составами для приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин являются тройные системы хлоридов калия-магния-натрия с соотношением компонентов в усредненных пределах 29,85-37,35-32,8 соответственно (без учета кристаллизационной воды). При этом следует отметить, что присутствие хлорида натрия является неизбежным как следствие использования тройных систем природного происхождения. Одновременно следует также отметить, что модифицированный карналлит (с пониженным содержанием хлорида натрия) превосходит по технологическим характеристикам вышеприведенные тройные системы [3].

Естественно предположить, что можно, варьируя соотношение вышеперечисленных отходов крупнотоннажных производств, искусственно приготовить оптимальный состав для приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин.

Таковыми составами, отнюдь не исчерпывающими варинтами, могут быть следующие (сочетание компонентов по горизонтальной строке):

Таблица 2
№№ п/п			Отход
	Флюс хлоркалиевый	Флюс карналлитовый	Флюс кальций азотнокислый	Концентрат минеральный галит
1	+		+	+
2	+	+	+
3	+		+

Само собой разумеется, что в каждом конкретном случае приготовления состава и, соответственно, требуемой технологической жидкости, просчитывается количественное содержание каждого отхода для получения в итоге необходимого массового соотношения всех солей (хлоридов калия, магния, натрия и нитрата кальция). Как уже указывалось выше, заявляемый состав представляет собой основу для приготовления технологических жидкостей, в которую вводят различные целевые добавки (ПАВ, загустители, ингибиторы коррозии и т.п.) в зависимости от назначения технологической жидкости: глушения, нагнетания, перфорации и т.д.

При использовании заявляемого состава в качестве основы жидкости вытеснения нагнетательных скважин в него помимо других целевых добавок вводят ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта, например, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 0,01-0,15 мас.%, от содержания указанных выше солей в составе, а также поддерживают концентрацию последних в пределах, обеспечивающих плотность раствора 1,05-1,25 т/куб. м.

При использовании заявляемого состава в качестве основы жидкости глушения скважин в него вводят ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества, ингибиторы осадкообразования и др. и поддерживают концентрацию указанных выше солей в пределах, обеспечивающих плотность раствора 1,10-1,50 т/куб. м.

При использовании заявляемого состава в качестве основы жидкости перфорации поддерживают концентрацию указанных выше солей в пределах, обеспечивающих плотность раствора 1,15-1,24 т/куб. м.

В качестве ингибитора набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта, используют, например, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 0,01-0,15 мас.% от содержания указанных выше солей.

В качестве ингибитора осадкообразования используют оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) в количестве 0,01-0,15% от массы минеральных солей.

В качестве поверхностно-активных веществ используют, например, «Неонол АФ 9-12» или МЛ-80.

Как указывалось выше, количественное и качественное сочетание отходов зависит от назначения состава (для жидкости глушения, вытеснения или перфорации).

Применение отходов крупнотоннажных производств в виде одинарных, двойных и тройных смесей солей щелочных и щелочно-земельных металлов в качестве основного компонента технологических жидкостей нефтегазодобывающих скважин создает исключительно удачную возможность использования дешевых продуктов, практически не загрязняющих призабойную зону при проведении в них технологических операций или регламентных работ. Следует отметить, что проникновение технологических жидкостей на основе заявленного состава в продуктивный пласт сохраняет и даже повышает свойства призабойной зоны продуктивного пласта.

Компоненты заявляемого состава растворяются в воде с выделением теплоты гидратации, поскольку содержание кристаллизационной воды в них минимально. Плотность водного раствора солей в интервале температур от -20 до +150°С при соотношении компонентов в пределах заявленных составов составляет от 1,05 до 1,50 кг/ куб.дм, что вполне достаточно для использования указанного раствора в качестве жидкостей глушения, нагнетания и перфорации.

Технологические жидкости готовят растворением соответствующего количества заявляемого состава в воде - пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой. Плотность жидкости глушения регулируют известными приемами. Параметры вытесняющей жидкости регулируют с учетом приемистости нагнетательной скважины, основным значимым параметром в данном случае является концентрация заявляемого состава.

Следует отметить, что как приготовленные на основе заявляемого состава жидкости глушения, так и вытесняющие жидкости содержат целевые добавки, например, различные реагенты, присадки, ингибиторы, флокуллянты и т.д., однако, поскольку это известные добавки, их состав и количество в описываемых конкретных жидкостях рассматриваться не будут.

Приготовленные на основе заявляемого состава технологические жидкости используют далее по прямому целевому назначению - для глушения скважин или для закачивания в нагнетательные скважины в качестве жидкости вытеснения.

Пример

В нагнетательную скважину №37 цеха нефтегазодобычи №3 ОАО «Самотлорнефтегаз» с исходной приемистостью 0,6 куб.м/сутки замещением закачивают 11 куб.м раствора смеси флюса хлоркалиевый, флюса кальций азотнокислый и концентрата минеральный галит в массовом соотношении 100:3,1:100 (плотность раствора 1,23 т/куб.м), изменение приемистости скважины представлено в таблице 3.

Таблица 3
Исходная приемист., м. куб/сутки	Закачано замещением, куб.м	Приемист. через 12 ч, (т/сут)	Приемист. через 24 ч, (т/сут)	Приемист. через 36 ч, т/сут
0,6	11	8,9	14,5	17,1

Технологическую жидкость готовят растворением в сточной воде с установок подготовки нефти и воды 420 кг вышеуказанного состава и целевых добавок (1,2 кг/мкуб. суммарно).

Готовят жидкость глушения на основе раствора заявляемого состава, в котором изменяют природу и соотношение компонентов. Сведения приведены в таблице 4.

Таблица 4
№№ пп	Отходы	Содержание солей, мас. %	Содержание целевой добавки, мас.%	Плотность р-ра, кг/м 3	Дебит скважины до глушения, т/сут	Дебит скважины после глушения, т/сут
1	Флюс хлоркалиевый, флюс кальций азотнокислый, концентрат минеральный галит	KCl 37,9	НТФ 1,2	1230	0,6	17,1
		MgCl2 2,0
		Ca(NO3)2 1,5
		NaCl 58,6
2	Флюс хлоркалиевый, флюс кальций азотнокислый, концентрат минеральный галит	KCl 27,1 MgCl2 1,0 Ca(NO 3)2 1,3 NaCl 70,6	Без добавок	1180	3,2	5,4
3	Флюс хлоркалиевый, флюс кальций азотнокислый, флюс карналлитовый	KCl 53,6 MgCl2 22,7 Ca(NO3)2 1,5 NaCl 22,2	Без добавок	1250	8,9	9,9
4	Флюс хлоркалиевый и флюс кальций азотнокислый	KCl 36,0 MgCl2 3,0 Ca(NO 3)2 50,0 NaCl 11,0	ОЭДФ 0,1	1365	21,2	27,3

Как видно из использования конкретных составов для приготовления технологических жидкостей, заявляемый объект позволяет расширить арсенал технических средств и одновременно сохранить и повысить коллекторские свойства продуктивного пласта и приемистость нагнетательных скважин.

Источники информации

1. Ибрагимов Г.З. и др. «Химические реагенты для добычи нефти». М.: Недра, 1986, с.3-13, 222-225.

2. Патент РФ 2169832, М. кл. Е21В 43/02, опубл. 2000 г.

3. Патент РФ 2245998, М. кл. Е21В 43/22, опубл. 2005 г. - прототип