способ приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения

Способ приготовления технологической жидкости нефтяных и газовых скважин, включающий растворение в воде кальция хлористого и введение в полученный раствор ингибитора коррозии, отличающийся тем, что указанное введение ингибитора коррозии осуществляют предварительным введением его и ингибитора солеотложения в кристаллический 4-водный кальций азотно-кислый с доведением плотности раствора до 1,15-1,55 т/м³ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кальций хлористый	1,0-30,0
Кристаллический 4-водный кальций азотно-кислый	69,8-98,8
Ингибитор коррозии	0,1-3,0
Ингибитор солеотложения	0,1-1,0

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к составам для приготовления технологических жидкостей и может быть использовано в обслуживании нефтегазодобывающих скважин, в частности при проведении технологических операций (первичное, вторичное вскрытие, промывка забоя, дострелы и перестрелы пластов, глушение и др.) добычи нефти.

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

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

Известен также состав безглинистой высокоминерализованной жидкости для проведения ремонтно-восстановительных работ [2]. Недостатком указанного состава является низкая плотность водного раствора, высокая температура замерзания. Кроме того, данный состав стимулирует выпадение солей жесткости при смешении его с пластовой водой в период освоения скважины за счет сдвига гидрокарбонатного или сульфатного равновесия, приводящее к выходу глубинного оборудования из строя. Также известна технологическая жидкость для строительства и ремонта скважин, содержащая водно-аммиачный раствор смеси нитрата кальция и нитрата аммония [3].

Недостатком указанного состава является выпадение солей при смешении состава с пластовой водой, высокая температура замерзания и удушливый резкий запах аммиака.

Наиболее близким по своей технической сущности и достигаемому техническому результату к заявляемому объекту является состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы (плотностью до 1600 кг/м³ ) для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин [4].

Недостатком указанного состава является низкая плотность водного раствора состава при отрицательных температурах и высокая температура замерзания. Так известно, что водный раствор хлорида кальция с концентрацией последнего более 40 мас.%, замерзает при положительной температуре. Применение водных растворов хлористого кальция с массовой концентрацией более 30% нецелесообразно [5]. Кроме того, данный состав стимулирует выпадение солей жесткости при его смешении с пластовой водой в период освоения скважины за счет сдвига гидрокарбонатного или сульфатного равновесия, приводящее к выходу глубинного оборудования скважины из строя.

Технический результат заявляемого изобретения позволяет расширить климатическую зону применения технических средств за счет снижения температуры замерзания готового раствора и предотвратить выпадения солей при одновременном повышении коллекторских свойств призабойной зоны пласта.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ приготовления технологической жидкости нефтяных и газовых скважин включает растворение в воде кальция хлористого и введение в полученный раствор ингибитора коррозии, указанное введение ингибитора коррозии осуществляют предварительным введением его и ингибитора солеотложения в кристаллический 4-водный кальций азотнокислый с доведением плотности раствора до 1,15-1,55 т/м³ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

кальций хлористый	1,0-30,0
кристаллический 4-водный кальций азотнокислый	69,8-98,8
ингибитор коррозии	0,1-3,0
ингибитор солеотложения	0,1-1,0

Изобретение, учитывая способ смешения указанных компонентов, решает задачу разработки солевых систем, превосходящих по функциональным и экономическим показателям известные.

Для реализации способа приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин используется водный раствор кальция хлористого, производимого по ГОСТ 450-77 плотностью 1 286 кг/м³, и содержащий 30 мас.%, последнего. Данный водный раствор замерзает при температуре минус 55°С, за счет низкого значения рН водные растворы 4-водного кальция азотнокислого при температурах выше плюс 45°С имеют высокую коррозионную активность. Для предотвращения коррозионного поражения используются ингибиторы коррозии - бензоат натрия, тиомочевина, уротропин, гексаметилентетрамин, этилендиамин.

Защитный эффект ингибиторов коррозии в среде водного раствора кристаллического 4-водного кальция азотнокислого приведен в таблице 1. Испытания проводились на образцах из углеродистой стали марки Ст20 при температуре плюс 90°С в водных растворах плотностью d=1530 кг/м³, добавка ингибиторов коррозии составляла 1 г/л; время экспозиции - 24 ч.

Таблица 1
№ п/п	Ингибитор коррозии	Скорость коррозии, K, г/(м2·ч)	Защитное действие, Z,%	Характер коррозии, внешний вид образцов
1	без ингибитора	0,365	-	Черная рыхлая пленка на поверхности стали, легко удаляется; локальная коррозия отсутствует. На дне сосуда белый осадок
2	бензоат натрия	0,087	76,2	Отдельные островки рыхлой черной пленки продуктов коррозии, локальные поражения отсутствуют
3	тиомочевина	0,052	85,7	Отдельные пятна продуктов коррозии черного цвета; локальные поражения отсутствуют
4	уротропин	0,0431	88,2	Поверхность стали серого цвета, продукты коррозии отсутствуют

Введение в водный раствор кальция хлористого кристаллического 4-водного кальция азотнокислого (выпускается по ТУ 2181-018-32496445-00) с предварительно введенными в него, путем перемешивания, ингибитора коррозии и ингибитора солеотложения позволяет получить растворы высокой плотности и низкой температуры замерзания и со значением рН близким к нейтральному. Результаты коррозионных испытаний пластин из стали марки Ст20 в водном растворе кальция хлористого и 4-водного кальция азотнокислого с добавлением в последний ингибитора солеотложения плотностью d=1400 кг/м³ и ингибитора коррозии (смесь 30 мас.% кальция хлористого, 69,6 мас.% 4-водного кальция азотнокислого, 0,1 мас.% оксиэтилидендифосфоновая кислота - ОЭДФ, 0,3 мас.% тиомочевина) при температуре 90°С и различном времени экспозиции приведены в таблице 2.

Последовательное растворение вначале кальция хлористого в воде, приводящее к выделению тепловой энергии, а затем введение кристаллического 4-водного кальция азотнокислого позволяет значительно оптимизировать процесс растворения в условиях низких температур. В качестве ингибиторов солеотложения используют ингибиторы солеотложения, например: оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ), натриевые соли нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ), 2 окси-1,3-пропилендиамин тетраметилфосфоновой кислоты, натриевую соль (ДПФ-1Н) в количестве 0,1-1,0%. Результаты экспериментальных исследований по изучению воздействия водных растворов кальция хлористого и 4-водного кальция азотнокислого с ингибитором коррозии и солеотложения, приготовленных по описанному выше способу, на коллекторские свойства пород (температура опыта Т=80°С) приведены в таблице 3. Как видно из таблицы 3, состав не наносит ущерб глинизированным коллекторам и может применяться в технологических операциях первичного и вторичного вскрытия, промывки забоя, дострела и перестрела пластов, глушения и др. добычи нефти и для создания перспективных составов.

Таблица 3
Последовательность прокачки исследуемых растворов	Проницаемость (мкм2) модели элемента пласта в опытах №
1	2
Пластовая вода (22 г/л)	0,0364	0,0375
Нефть ( =0,760 г/см3, µ=1,025 МПа·с)	-	0,0259
водный раствор кальция хлористого и 4- водного кальция азотнокислого с ингибиторами коррозии и солеотложения	0,0463	0,0107
Пластовая вода (22 г/л)	0,0434	-
Нефть ( =0,760 г/см3, µ=1,025 МПа·с)	-	0,028
Коэффициент восстановления проницаемости 1=K2/K1	По воде 1,19	По нефти 1,08

В каждом конкретном случае приготовления состава и соответственно требуемой технологической жидкости просчитывается количественное содержание каждого компонента для получения в итоге необходимого массового соотношения всех солей (кальция хлористого и 4-водного кальция азотнокислого). Как уже указывалось выше, заявляемый состав представляет собой основу для приготовления технологических жидкостей, в которую вводят различные целевые добавки (загустители, наполнители и т.п.) в зависимости от назначения технологической жидкости: первичного и вторичного вскрытия, промывки забоя, дострела и перестрела пластов, глушения.

Следует отметить, что приготовленные на основе заявляемого состава жидкости глушения и жидкости перфорации безусловно содержат целевые добавки, например различные реагенты, ПАВы, например МЛ-80, присадки, флокуллянты и т.д., однако поскольку это известные добавки, их состав и количество в описываемых конкретных жидкостях рассматриваться не будут. При использовании заявляемого состава в качестве основы жидкости вскрытия или перфорации поддерживают концентрацию минеральных солей в пределах, обеспечивающих плотность раствора 1,15-1,55 т/м³ в зависимости от ожидаемого пластового давления.

Сущность изобретения

Способ приготовления технологической жидкостей для первичного, вторичного вскрытия пласта, промывки забоя скважины, дострела и перестрела пластов, глушения скважины и др., заключающийся в следующем: для приготовления низкозамерзающей технологической жидкости высокой плотности последовательно растворяют в воде кальций хлористый с доведением плотности до значения, обеспечивающего необходимую температуру замерзания, и далее вводят в раствор кристаллический 4-водный кальций азотнокислый с предварительно введенными в него, путем перемешивания, ингибитором коррозии и ингибитором солеотложения. За счет выделяемой теплоты при растворении кальция хлористого в воде значительно ускоряется и облегчается процесс растворения 4-водного кальция азотнокислого. Полученный раствор обладает низкой коррозионной активностью и обеспечивает ингибирование процесса солеотложения при смешении технологической жидкости с пластовой водой, одновременно сохраняя коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного пласта. Указанный порядок растворения создает удачную возможность для расширения регионов применения технологической жидкости за счет снижения температуры замерзания последней при проведении технологических операций или регламентных работ в условиях низких температур. Следует отметить, что проникновение технологических жидкостей на основе заявленного состава в продуктивный пласт сохраняет и даже повышает свойства призабойной зоны продуктивного пласта. Технологическую жидкость готовят растворением соответствующего количества указанного состава в воде - пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой в указанной последовательности. Приготовленные на основе заявляемого состава технологические жидкости используют далее по прямому целевому назначению - для глушения скважин или в качестве перфорационной среды.

Для лучшего понимания изобретение может быть проиллюстрировано следующими примерами его конкретной реализации, представленными в таблице 4.

Как видно из примеров использования конкретных составов, приготовленных по указанному способу, заявляемый объект позволяет расширить климатическую зону применения технических средств за счет снижения температуры замерзания готового раствора, предотвратить выпадения солей, обеспечить защиту оборудования от коррозии при одновременном повышении коллекторских свойств призабойной зоны пласта.

Источники информации

1. Ибрагимов Г.З. и др. «Химические реагенты для добычи нефти». М., «Недра», 1986, с.219-221 и 222-227.

2. Патент РФ 2028362, М. кл. C09K 7/04, опубл. 1995 г.

3. Патент РФ 2261888, М. кл. C09K 7/02, опубл. 2005 г.

4. Патент РФ 2291181, М. Кл. C09K 8/06, C09K 8/42, опубл. 2007 г. - прототип.

5. Макогон Ю.Ф. «Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование». М., «Недра», 1985, с.107-108.