Состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин


 


Владельцы патента RU 2406745:

Рябоконь Сергей Александрович (RU)

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для глушения скважин и выполнения различных видов работ при их ремонте. Состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит нитрат кальция, хлорид кальция и ингибитор коррозии - гексаметилентетрамин или этилендиамин, дополнительно содержит гидрофобный коагулятор - Сульфонол или Катапин и ингибитор солеотложения - оксиэтилидендифосфоновую кислоту или нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: хлорид кальция 25,66-71,94; нитрат кальция 27,3-71,8; указанный ингибитор коррозии 0,5-2,44; указанный гидрофобный коагулятор 0,05-0,16; указанный ингибитор солеотложения 0,02-0,1. Совокупность заявляемых компонентов состава в заявляемом соотношении обеспечивает в процессе приготовления технологической жидкости быстрое удаление из получаемого раствора всех твердых частиц, размер которых составляет 10-9-10-7 м, т.е. лежит в интервале от нанометров до долей микрометров. Техническим результатом, достигаемым заявляемым составом, является появление у него нового свойства - способности к гидрофобной коагуляции и флокуляции коллоидных микрочастиц раствора и получения тяжелой технологической жидкости с содержанием твердых частиц не более 0,01%. 1 табл.

 

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для глушения скважин и выполнения различных видов работ при их ремонте.

Рациональный выбор жидкости для заканчивания и глушения осуществляется с учетом горно-геологических и технических условий работы скважин. Технологическая жидкость для условий аномально высоких пластовых давлений и высоких температур должна иметь высокую плотность и быть технологичной в приготовлении и использовании. Одним из требований к технологичности жидкости является минимальное содержание в ней твердых частиц.

Известен состав для приготовления жидкости для глушения скважин, содержащий минеральную основу и стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта в виде многофункциональной композиции «Аксис», содержащей хлориды натрия и калия, ингибитор солеотложения, катионоактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ), гидрофобизатора и поглотителя влаги (RU 2350641 С2).

Недостатком раствора, приготовленного из такого состава, является большое содержание в нем нерастворимых веществ (от 1,2 до 2,0 мас.%). Кроме того, данный раствор имеет плотность не более 1200 кг/м3 и не может быть использован в скважинах с аномально высоким пластовым давлением и высокой температурой.

Известен состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, плотностью до 1600 кг/м3, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция, оксид двухвалентного металла и ингибитор коррозии (RU 2291181 C1).

Недостатком данного состава является наличие примесей в виде коллоидных твердых микрочастиц, вносимое с дешевыми техническими компонентами в количестве от 0,1 до 0,3%. В таких же пределах находится содержание нерастворимых твердых микрочастиц и в других известных тяжелых жидкостях: «ТРИАСАЛТ СТ» содержит до 0,1% твердых примесей, аммонизированный раствор нитрата кальция содержит их до 0,6%.

Задачей, поставленной перед изобретением, является создание композиции компонентов состава, обеспечивающей быстрое осаждение твердых микрочастиц в процессе приготовления высокоочищенной технологической жидкости высокой плотности с содержанием нерастворимых твердых частиц до 0,01%.

Поставленная задача решается тем, что состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция и ингибитор коррозии - гексаметилентетрамин или этилендиамин, дополнительно содержит гидрофобный коагулятор - Сульфонол или Катапин и ингибитор солеотложения - оксиэтилидендифосфоновую кислоту или нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Хлорид кальция 25,66-71,94
Нитрат кальция 27,3-71,8
Указанный ингибитор коррозии 0,5-2,44
Указанный гидрофобный коагулятор 0,05-0,16
Указанный ингибитор солеотложения 0,02-0,1

Совокупность заявляемых компонентов состава в заявляемом соотношении обеспечивает в процессе приготовления технологической жидкости быстрое удаление из получаемого раствора всех твердых частиц, размер которых составляет 10-9-10-7 м, т.е. лежит в интервале от нанометров до долей микрометров. Такие загрязнения невозможно удалить методом обычной очистки жидкости путем отстоя и фильтрации. Для того чтобы очистить раствор от взвешенных в ней коллоидных частиц, необходимо как-то разрушить равновесие, убрать силы, не дающие частицам осесть, используя процессы коагуляции и флокуляции. Однако использование известных флокулянтов в данном растворе не дает результата из-за его высокой плотности и отсутствия у флокулянтов устойчивости к агрессии ионов кальция. Процесса коагуляции и флокуляции не происходит, и получить высокоочищенный раствор для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин не удается.

Техническим результатом, достигаемым заявляемым составом, является появление у него нового свойства - способности к гидрофобной коагуляции и флокуляции коллоидных микрочастиц раствора и получения тяжелой технологической жидкости с содержанием твердых частиц не более 0,01%.

Механизм получения указанного технического результата заключается в комплексном взаимодействии компонентов в процессе приготовления технологической жидкости, при котором, благодаря содержащимся в растворе разноименно заряженным диполям гидрофобного коагулятора, изменяется заряд на твердых микрочастицах, понижается смачиваемость их поверхности, они притягиваются друг к другу, образуя устойчивые ассоциаты (агрегаты) - более крупные вторичные частицы. Процесс флокуляции и выпадения в осадок таких ассоциатов (агрегатов) инициируется присутствующим в растворе ингибитором солеотложения, который в заявляемых пределах концентрации проявляет противоположные своему назначению свойства, вызывая активное выпадение из приготавливаемого раствора нерастворимых соединений, мелкодисперсные частицы которых играют роль центров флокуляции, способствуют дальнейшему укрупнению ассоциатов (агрегатов) с образованием хлопьев, которые увлекаются в осадок и легко могут быть удалены отстаиванием и дальнейшим фильтрованием.

Таким образом, совокупность заявляемых признаков создает неожиданный технический результат, обусловленный взаимным влиянием компонентов состава, обеспечивающим синергетический эффект, возможность достижения которого не вытекает из уровня техники. Визуально получаемый эффект наблюдается в виде осветления приготовленной технологической жидкости уже в первые полчаса, а через 6 часов отстоя достигается ее полная прозрачность.

В качестве ингибитора коррозии могут быть использованы гексаметилентетрамин, этилендиамин.

В качестве гидрофобного коагулятора могут быть использованы, например, натриевая соль алкилбензолсульфокислоты (Сульфонол), поверхностно активное вещество (ПАВ) алкилбензилпиридинийхлорид (Катапин).

В качестве ингибитора солеотложения могут быть использованы, например, оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ), нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ).

Состав готовили путем смешивания сухих компонентов. Из приготовленного состава путем его растворения в воде готовили технологическую жидкость и делали замеры ее показателей по известной методике. Результаты замеров приведены в таблице.

Пример 1. В 304,0 мл пресной воды на механической мешалке растворяли 496,0 г сухой смеси, содержащей 72,0 мас.% хлорида кальция, 27,3 мас.% нитрата кальция, 0,5 мас.% этилендиамина, 0,16 мас.% натриевой соли алкилбензолсульфокислоты, 0,04 мас.% оксиэтилидендифосфоновой кислоты. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,6 г/см3 заливали в цилиндр. Через 5 часов после отстаивания определяли количество содержания твердой фазы в средней части осветленного раствора по известной методике. Результаты представлены в таблице.

Пример 2. В 304 мл пресной воды растворяли 496 г сухой смеси, содержащей 49,3 мас.% хлорида кальция, 49,3 мас.% нитрата кальция, 1,3 мас.% гексаметилентетраамина, 0,07 мас.% натриеваой соли алкилбензолсульфокислоты, 0,03 мас.% оксиэтилидендифосфоновой кислоты. Получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,6 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 3. В 304 мл воды растворяли 496 г сухой смеси, содержащей 25,7 мас.% хлорида кальция, 71,8 мас.% нитрата кальция, 2,44 мас.% гексаметилентетраамина, 0,05 мас.% натриевой соли алкилбензолсульфокислоты, 0,01 мас.% оксиэтилидендифосфоновой кислоты. Получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,6 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 4. В 349,0 мл воды растворяли 426,0 г сухой смеси, содержащей 38,1 мас.% хлорида кальция, 60,0 мас.% нитрата кальция, 1,82 мас.% гексаметилентетраамина, 0,07 мас.% ПАВ «Катапин», 0,01 мас.% нитрилотриметилфосфоновой кислоты НТФ. Получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,55 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Из данной таблицы видно, что совместное присутствие в составе заявляемых соотношений гидрофобного коагулятора и ингибитора солеотложения позволяет увеличить полноту осаждения тонкодисперсных частиц из растворов в 20-30 раз по сравнению с известными жидкостями, что обеспечивает необходимый уровень чистоты растворов. Уменьшение остаточного содержания в растворах микрочастиц примесей до значений 0,01-0,005%, позволяет получить высокотехнологичную жидкость для заканчивания и ремонта скважин.

Состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция и ингибитор коррозии - гексаметилентетрамин или этилендиамин, отличающийся тем, что дополнительно содержит гидрофобный коагулятор - Сульфонол или Катапин и ингибитор солеотложения - оксиэтилидендифосфоновую кислоту или нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Хлорид кальция 25,66-71,94
Нитрат кальция 27,3-71,8
Указанный ингибитор коррозии 0,5-2,44
Указанный гидрофобный коагулятор 0,05-0,16
Указанный ингибитор солеотложения 0,02-0,1


 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к реагентам для предупреждения возникновения дифференциальных прихватов. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения, водопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции подошвенных вод в газовых скважинах, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей.

Изобретение относится к области гидравлического разрыва пласта. .

Изобретение относится к жидким композициям, применяемым для обработки подземной формации. .

Изобретение относится к способам получения гуаровой смолы и использования этой смолы при обработке подземного пласта. .

Изобретение относится к способам получения гуаровой смолы и использования этой смолы при обработке подземного пласта. .

Изобретение относится к способам получения гуаровой смолы и использования этой смолы при обработке подземного пласта. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к способам контроля твердых частиц, таких как расклинивающий агент и пластовые пески, в подземных пластах. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, образующих гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной пласт

Изобретение относится к способу удаления фильтрационных осадков, образовавшихся в нефтяных скважинах в ходе бурения, путем обработки указанных фильтрационных осадков водными растворами конкретных окислительных систем, эффективных также при низких температурах

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к утяжеленным буровым растворам, используемым при бурении скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи низкотемпературных пластов путем изоляции или ограничения водопритока к нефтяным скважинам
Изобретение относится к способам обработки подземных формаций для повышения добычи углеводорода из скважины
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин
Наверх