Состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине

 

Состав относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к многоцелевым технологическим жидкостям, и может быть использован для проведения работ по изоляции заколонного пространства скважины, водоизоляции при консервации, глушении, при подземном и капитальном ремонте, в качестве надпакерной и буферной жидкостей, для блокировки высокопроницаемых участков продуктивного пласта по мощности в условиях высокого содержания кислых газов и высоких температур, при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является получение состава технологической жидкости для работы в условиях высокого содержания агрессивных кислых газов и высоких пластовых температур. Состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине, содержащий углеводородную, водную и твердую фазы, а также эмульгатор-стабилизатор, в качестве эмульгатора-стабилизатора содержит смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот в соотношении 1 : 30 и дополнительно - поглотитель кислых газов и ингибитор коррозии при следующем соотношении компонентов, мас. %: углеводородная фаза 10,0-30,0; твердая фаза 10,0-30,0; эмульгатор-стабилизатор 20,0-30,0; поглотитель кислых газов 0,5-5,0, ингибитор коррозии 0,5-3,0; водная фаза остальное. Причем в качестве углеводородной фазы он содержит нефть, продукты или отходы ее переработки, твердая фаза содержит мелкодисперсные частицы карбоната кальция или гидроокиси кальция, мелкодисперсные частицы твердой фазы имеют размеры менее 1,0 мкм, в качестве поглотителя кислых газов он содержит марганцевокислый калий или окислы или соли железа, а в качестве ингибитора коррозии он содержит органический ингибитор пленочного типа. 6 з.п.ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к многоцелевым технологическим жидкостям, и может быть использовано для проведения работ по изоляции заколонного пространства скважины, водоизоляции при консервации, глушении, при подземном и капитальном ремонте, в качестве надпакерной и буферной жидкостей, для блокировки высокопроницаемых участков продуктивного пласта по мощности в условиях высокого содержания кислых газов и высоких температур, при эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Известно широкое использование различных по составу жидкостей для разнообразных технологических целей. При этом технологические жидкости должны отвечать следующим основным требованиям: надежно изолировать продуктивный пласт, не вызывать коррозии элементов подземного оборудования, сохранять проницаемость продуктивного пласта, быть агрегативно и седиментационно устойчивыми длительное время в условиях воздействия пластовых температур, давления и пластового флюида. Особо жесткие требования предъявляются к таким жидкостям при наличии в пластовом флюиде большого количества сероводорода и углекислого газа (до 30%). Такое положение имеет место на большинстве нефтяных и газовых месторождений Прикаспийской впадины. Для таких месторождений известные составы технологических жидкостей непригодны. В этих условиях, кроме перечисленных выше требований, состав должен химически связывать сероводород, а известные составы технологических жидкостей не отвечают необходимым условиям их применения.

Известна жидкость для глушения скважин на водной основе, которая снижает проницаемость продуктивного пласта, а используемый в этом составе отход производства глицерина деструктирует в кислой среде под воздействием сероводорода (Патент РФ N 2058989, C 09 K 7/06, 1996).

Известна также жидкость для глушения при бурении, заканчивании и капремонте, в которой в качестве регулятора прочностных и реологических свойств используется полимерный гель (Патент США N 4947935, E 21 B 43/00, 1989).

Недостатком этого состава является то, что используемый в жидкости карбоксилсодержащий полимер деструктирует под комплексным воздействием сероводорода и углекислого газа. Поскольку не содержит в своем составе поглотителя, активно связывающего кислые газы. Однако в связи с тем, что эта жидкость имеет водную основу, будет снижаться проницаемость продуктивного пласта, что приведет к уменьшению продуктивности скважины. Наиболее близким аналогом к заявленному составу является состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине, включающий углеводородную фазу, твердую фазу, водную фазу и эмульгатор-стабилизатор в виде шлама от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам и воды (авторское свидетельство СССР N 1629308, C 09 K 7/02, 23.02.1991). Эта жидкость не оказывает отрицательного воздействия на проницаемость продуктивного пласта и отвечает основным условиям, предъявляемым к составам, используемым в обычных пластовых условиях. Однако при содержании в продуктивном пласте большого количества сероводорода и углекислого газа, а также при высокой пластовой температуре (выше 100^oC) этот состав не обладает хорошей агрегативной и седиментационной стабильностью, поскольку используемый в качестве основного стабилизатора системы сульфонат кальция не обеспечивает необходимого технологического свойства в таких жестких условиях. При этом состав не содержит поглотителя кислых газов и ингибитора коррозии.

Целью изобретения является получение состава технологической жидкости (состава) для работы в условиях высокого содержания агрессивных кислых газов и высоких пластовых температур.

Поставленная цель достигается тем, что состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине, содержащий углеводородную, водную и твердую фазы и эмульгатор-стабилизатор, в качестве эмульгатора-стабилизатора содержит смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот в соотношении 1:30 и дополнительно поглотитель кислых газов и ингибитор коррозии при следующем соотношении компонентов, мас.%: Углеводородная фаза - 10,0-30,0 Твердая фаза - 10,0-30,0 Эмульгатор-стабилизатор - 20,0-30,0 Поглотитель кислых газов - 0,5-5,0 Ингибитор коррозии - 0,5-3,0 Водная фаза - Остальное Причем в качестве углеводородной фазы состав содержит нефть, продукты или отходы ее переработки, твердая фаза содержит мелкодисперсные частицы карбоната кальция или гидроокиси кальция, размеры частиц менее 1,0 мкм, в качестве поглотителя кислых газов (сероводорода) он содержит марганцевокислый калий или окислы или соли железа, в качестве ингибитора коррозии он содержит органический ингибитор пленочного типа.

Сложные эфиры общей формулы C_nH_2n-mCOOCH₂CH₂N(CH₂CH₂OH)₂, где n = 15-17; m = 1, 2, 3, 5 известны как хорошие эмульгаторы эмульсий 11-го рода и выпускаются в РФ. Кальциевые соли алкиларилсульфокислот общей формулы (C_nH_2n+1C₆H₄SO₃)₂Ca используются в качестве компонентов моющих составов и для снижения поверхностного натяжения.

Пример.

Для приготовления технологической жидкости использовали следующие материалы:
- в качестве углеводородной фазы брали нефть или продукты ее переработки (предпочтительно применение дизельного топлива по ГОСТ 4749-73);
- в качестве твердой фазы брали мелкодисперсный карбонат кальция или гидроокись кальция, при этом частицы твердой фазы имели размеры менее 1,0 мкм;
- в качестве стабилизатора и эмульгатора брали смесь сложных эфиров органических кислот и многоатомных спиртов с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот. Сложные эфиры органических кислот и многоатомных спиртов получали путем взаимодействия таллового масла и триэтаноламина, а кальциевые соли алкиларилсульфокислот - в процессе производства сульфонатных и силицилатных присадок к моторным маслам (путем алкилирования бензола продуктами полимеризации пропанпропиленовой фракции газов крекинг- и реформинг-процессов);
- в качестве поглотителя кислых газов (сероводород, углекислый газ) использовали марганцевокислый калий;
- в качестве ингибитора коррозии использовали органический ингибитор пленочного типа, например, сепакорр 5478 AM;
- в качестве водной фазы использовали воду различной степени минерализации и солевого состава (предпочтительно использовать водный раствор хлористого кальция).

Приготовление состава технологической жидкости осуществляли следующим образом. В углеводородной фазе растворяли смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот. Затем постепенно при интенсивном перемешивании добавляли водную фазу до полного ее эмульгирования и равновесной стабилизации системы "вода в масле". Далее вводилась твердая дисперсная фаза и поглотитель кислых газов при перемешивании до равномерного их распределения в системе раствора. На конечном этапе приготовления технологической жидкости добавляется ингибитор коррозии с равномерным его распределением в объеме системы.

Соотношение ингредиентов при приготовлении технологической жидкости находилось в следующих пределах (мас.%): углеводородная фаза от 10,0 до 30,0; твердая фаза от 10,0 до 30,0; смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот (в соотношении 1:30) от 20,0 до 30,0; поглотитель кислых газов от 0,5 до 5,0; ингибитор коррозии от 0,5 до 3,0 и водная фаза - остальное.

Испытание технологической жидкости с различной концентрацией исходных компонентов (таблица 1) проводили при воздействии на нее сероводорода и углекислого газа и температуры 105^oC. Для этих целей использовали пластовый флюид Астраханского газоконденсатного месторождения с содержанием сероводорода 25,5% и углекислого газа - 23,7%).

Изменение технологических свойств состава оценивалось с помощью стандартных методик и приборов. Параметр "электростабильность" замерялась на приборе фирмы "Бароид". Характеристики коррозионной активности оценивались в среде сырого газа Астраханского газоконденсатного месторождения в специальных испытательных камерах при температуре 105^oC, в которые помещались образцы-свидетели. Оценка скорости общей коррозии проводилась по ГОСТ 9.905-82 и ГОСТ 9.506-87 с использовальзованием плоских образцов размером 50х20х2,5 мм из стали SM 90SSU, а для оценки наводораживающей активности состава использовались проволочные образцы диаметром 2 мм из проволоки CB-08A. Величина остаточной пластичности (Q в %) определялась по формуле

где n - число гибов проволочных образцов после воздействия кислых газов;
n0 - исходное число гибов проволочных образцов.

Изменение основных технологических свойств состава до и после воздействия пластового флюида и температуры 105^oC представлено в табл. 2.

Из результатов, приведенных в табл. 2, следует, что для состава нижний предел содержания ингредиентов составляет, мас. %: углеводородная фаза - 10,0; твердая фаза - 10,0; эмульгатор-стабилизатор - 20,0; поглотитель кислых газов - 0,5; ингибитор коррозии - 0,5 (растворы - 2, 7, 12, 17, 22), а верхним пределом - углеводородная фаза - 30; твердая фаза - 30,0; эмульгатор-стабилизатор - 30,0; поглотитель кислых газов - 5,0; ингибитор коррозии - 3,0 (растворы - 4, 9, 14, 19, 24). При этом установлено, что оптимальное соотношение смеси сложных эфиров органических кислот и кальциевых солей алкиларилсульфокислот в эмульгаторе-стабилизаторе составляет 1:30 (раствор 27).

В этих пределах основные свойства состава отвечают требованиям, предъявляемым при производстве работ по изоляции заколонного пространства скважины, консервации, глушении, при подземном и капитальном ремонте, в качестве надпакерной и буферной жидкости, блокировки высокопроницаемых участков продуктивного пласта в условиях высокого содержания кислых газов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Так реологические свойства (условная вязкость, статическое напряжение сдвига), фильтрационные свойства, агрегативная устойчивость (величина электростабильности), содержание сероводорода и характеристики коррозионной активности состава после воздействия кислых газов и температуры 105^oC находятся в оптимальных пределах.

Таким образом, состав технологической жидкости показал себя устойчивым при воздействии на него пластового флюида с высоким содержанием агрессивных кислых газов - сероводорода и углекислого газа и температуры выше 100^oC.

Формула изобретения

1. Состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине, содержащий углеводородную, водную и твердую фазы, а также эмульгатор-стабилизатор, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора-стабилизатора он содержит смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот в соотношении 1 : 30 и дополнительно - поглотитель кислых газов и ингибитор коррозии при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углеводородная фаза - 10,0 - 30,0
Твердая фаза - 10,0 - 30,0
Эмульгатор-стабилизатор - 20,0 - 30,0
Поглотитель кислых газов - 0,5 - 5,0
Ингибитор коррозии - 0,5 - 3,0
Водная фаза - Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной фазы он содержит нефть, продукты или отходы ее переработки.

3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что твердая фаза содержит мелкодисперсные частицы карбоната кальция или гидроокиси кальция.

4. Состав по п.3, отличающийся тем, что мелкодисперсные частицы твердой фазы имеют размеры менее 1,0 мкм.

5. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве поглотителя кислых газов он содержит марганцевокислый калий.

6. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве поглотителя кислых газов он содержит кислоты или соли железа.

7. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора коррозии он содержит органический ингибитор пленочного типа.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7

PD4A - Изменение наименования обладателя патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

(73) Новое наименование патентообладателя:
Общество с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Астрахань» (RU)

Адрес для переписки:
414000, г. Астрахань, Кировский район, ул. Ленина/ул. Бабушкина, 30/33, литер строение А, ООО «Газпром добыча Астрахань»

Извещение опубликовано: 20.11.2010        БИ: 32/2010

---