Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин


 


Владельцы патента RU 2470060:

Рябоконь Сергей Александрович (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к глушению газоконденсатных и нефтяных скважин с повышенным пластовым давлением перед проведением капитального ремонта при низких климатических температурах. Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин, содержащая смесь минеральных солей, в том числе соль натрия, в качестве соли натрия содержит натрий азотнокислый, а в качестве второй соли смеси содержит аммоний азотнокислый, в соотношении к натрию азотнокислому от 1:1 до 1:2. Причем дополнительно она может содержать тиосульфат натрия в количестве от 5 до 33,3 мас.% смеси всех компонентов или уротропин, или моноэтаноламин, или тиосульфат натрия в количестве от 0,5 до 0,7 мас.% смеси всех компонентов, а также натрий хлористый в количестве от 5,5 до 6,4 мас.% смеси всех компонентов. Технический результат - возможность приготовления технологических растворов плотностью не менее 1,35 г/см3 из недефицитных материалов для скважин с повышенным пластовым давлением и с различными геолого-техническими показателями, при этом температура кристаллизации жидкости достигает минус 35°C, что позволяет готовить и использовать ее в условиях Севера. 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газоконденсатных и нефтяных скважин с повышенным пластовым давлением перед проведением капитального ремонта при низких климатических температурах.

В основных нефтедобывающих районах страны в настоящее время для глушения скважин часто требуются технологические жидкости плотностью 1,35 г/см3 и выше. В этом интервале плотности широко применяются водные растворы на основе хлористого кальция (см. Рябоконь С.А., Вольтерс С.А., Сурков А.Б., Глушенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. - М.: ВНИОЭНГ, 1989. - Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело» 1).

Однако из-за высокого содержания ионов кальция такие растворы с пластовыми водами образуют нерастворимые осадки в продуктивной зоне пласта и солеотложения на внутрискважинном оборудовании, что значительно снижает проницаемость коллекторов и приводит к падению дебитов и сокращению работы скважин.

Решить проблему солеотложений можно путем замены кальциевых растворов глушения на бескальциевые в диапазоне плотностей от 1,17 до 1,35 г/см3. Наиболее широко применяется для глушения раствор на основе одной из наиболее дешевых, доступных, хорошо растворяющихся в воде природных солей - галлите (NaCl). Недостатком такой жидкости является невысокая плотность 1,17 г/см3 с температурой кристаллизации минус 21°C. Применяют также раствор на основе калийсодержащих отходов (хлоркалий - электролит), он хорошо совместим с пластовыми водами, обеспечивает снижение набухания глинистого цемента продуктивных пород. Плотность насыщенного раствора этой соли составляет 1,19 г/см3, температура кристаллизации раствора +2°C, что затрудняет его приготовление и применение в условиях низких температур. Кроме того, для глушения скважин применяют раствор бишофита (MgCl2). С использованием этой легко растворимой соли можно получить жидкость глушения плотностью 1,3 г/см3, однако раствор бишофита такой плотности имеет температуру кристаллизации около +3°C, что затрудняет его приготовление и применение в условиях Севера (см. Рябоконь С.А., Вольтере С.А., Сурков А.Б., Глущенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. - М.: ВНИОЭНГ, 1989. - Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело» 1).

Наиболее близким аналогом изобретения является основа бескальциевой жидкости глушения и заканчивания скважин, состоящая из смеси продуктов переработки сильвинит и карналлитовых руд и сухой смеси гидрофобизатора, ингибитора солеотложения и поверхностно-активного вещества (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас.%: калий хлористый не менее 25, натрий хлористый не менее 40, магний хлористый не менее 4, нерастворимые вещества не более 2, сухая смесь гидрофобизатора, ингибитора солеотложения и ПАВ не менее 0,055 (RU 2347797, C09K 8/42).

Однако на этой основе можно приготовить жидкость плотностью не выше 1,25-1,27 г/см3.

Задачей изобретения является разработка бескальциевой основы жидкости глушения плотностью не менее 1,35 г/см3, для использования при текущем и капитальном ремонте скважин с повышенным пластовым давлением. Основа должна состоять из недефицитных реагентов, легко приготавливаться в условиях Севера.

Поставленная задача достигается тем, что основа бескальциевой жидкости глушения скважин содержит смесь минеральных солей, в том числе соль натрия. Новым является то, что в качестве соли натрия основа содержит натрий азотнокислый, а в качестве второй соли смеси содержит аммоний азотнокислый в соотношении к натрию азотнокислому от 1:1 до 1:2.

В зависимости от геолого-технических условий скважины основа бескальциевой жидкости глушения может дополнительно содержать уротропин, или моноэтаноламин, или тиосульфат натрия в количестве от 0,5 до 0,7 мас.% смеси всех компонентов.

Основа бескальциевой жидкости глушения скважин может дополнительно содержать тиосульфат натрия в количестве от 5 до 33,3 мас.% смеси всех компонентов, что обеспечивает жидкости необходимую плотность, температуру кристаллизации до минус 35°C и одновременно предотвращает возможность возникновения коррозионных процессов, поскольку тиосульфат натрия является ингибитором коррозии.

Основа бескальциевой жидкости глушения скважин может дополнительно содержать натрий хлористый в количестве от 5,5 до 6,4 мас.% смеси всех компонентов, обеспечивая жидкости необходимую плотность и снижение температуры кристаллизации до минус 34°C, при одновременном удешевлении композиции.

Совокупность заявляемых компонентов основы в заявляемых соотношениях при их взаимодействии в процессе приготовлении жидкости глушения обеспечивает синергетический эффект в виде получения бескальциевой жидкости глушения с плотностью не менее 1,35 г/см3 и температурой кристаллизации, которая несвойственна компонентам основы в отдельности. Такой эффект объясняется тем, что при растворении смеси в воде в момент пересыщения раствора усиливаются связи между молекулами компонентов, увеличивая тем самым их взаимную растворимость, и с понижением температуры усиливается структурированность образовавшихся систем. Дополнительный ввод тиосульфата натрия или натрия хлористого в основу позволяет усилить связи между молекулами компонентов, что приводит к дополнительному понижению температуры.

Таким образом, техническим результатом использования заявляемой основы бескальциевой жидкости глушения скважин является возможность приготовления технологических растворов плотностью не менее 1,35 г/см3 из недефицитных материалов для скважин с повышенным пластовым давлением и с различными геолого-техническими показателями, при этом температура кристаллизации жидкости достигает минус 35°C, что позволяет готовить и использовать ее в условиях Севера.

Основу готовили путем смешивания сухих компонентов. Из приготовленной основы путем ее растворения в воде готовили технологическую жидкость и испытывали по известным методикам. Совместимость растворов, приготовленных из основы, проверяли путем смешения в равных объемных долях (1:1) с пластовыми водами Приобского, Ярайнерского, Вынгапуровского месторождений.

Результаты испытаний приведены в таблице.

Пример 1. В 304,0 мл воды на механической мешалке растворяли 371,5 г сухой смеси, содержащей 50% нитрата аммония, 50% нитрата натрия (соотношение 1:1). После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,351 г/см3 испытывали на коррозионную активность при температуре 100-120°C, кристаллизацию, совместимость с пластовыми водами, замеряли условную вязкость и рH.

Пример 2. В 318,5 мл воды на механической мешалке растворяли 359,0 г сухой смеси, содержащей 40% нитрата аммония и 60% нитрата натрия (соотношение 1:1,5). После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,355 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 3. В 307,0 мл воды на механической мешалке растворяли 371,5 г сухой смеси, содержащей 49,65% нитрата аммония, 49,65% нитрата натрия (соотношение 1:1), 0,7% уротропина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,357 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 4. В 304,9 мл воды на механической мешалке растворяли 372,6 г сухой смеси, содержащей 49,75% нитрата аммония, 49,75% нитрата натрия (соотношение 1:1), 0, 5% уротропина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,355 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 5. В 306,5 мл воды на механической мешалке растворяли 371,0 г сухой смеси, содержащей 49,65% нитрата аммония, 49,65% нитрата натрия (соотношение 1:1), 0,7% моноэтаноламина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,355 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 6. В 326,0 мл воды на механической мешалке растворяли 350,5 г сухой смеси, содержащей 39,8% нитрата аммония, 59,7% нитрата натрия (соотношение 1:1,5), 0,5% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,353 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 7. В 317,0 мл воды на механической мешалке растворяли 361,0 г сухой смеси, содержащей 39,8% нитрата аммония, 59,7% нитрата натрия (соотношение 1:1,5), 0,5% моноэтаноламина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,356 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 8. В 321,7 мл воды на механической мешалке растворяли 353,3 г сухой смеси, содержащей 39,7% нитрата аммония, 59,6% нитрата натрия (соотношение 1:1,5), 0,7% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,35 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 9. В 298,0 мл воды на механической мешалке растворяли 379,5 г сухой смеси, содержащей 47,5% нитрата аммония, 47,5% нитрата натрия (соотношение 1:1), 5% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,355 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 10. В 284,0 мл воды на механической мешалке растворяли 397,0 г сухой смеси, содержащей 33,3% нитрата аммония, 33.3% нитрата натрия (соотношение 1:1), 33,3% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,362 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 11. В 292,0 мл воды на механической мешалке растворяли 403,0 г сухой смеси, содержащей 22,2% нитрата аммония, 44,5% нитрата натрия (соотношение 1:2), 33,3% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,39 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 12. В 308,0 мл воды на механической мешалке растворяли 367,5 г сухой смеси, содержащей 47,25% нитрата аммония, 47,25% нитрата натрия (соотношение 1:1), 5,5% NaCl. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,351 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 13. В 308,0 мл воды на механической мешалке растворяли 367,5 г сухой смеси, содержащей 46,8% нитрата аммония, 46,8% нитрата натрия (соотношение 1:1), 6,4% NaCl. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,352 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 14. В 309,0 мл воды на механической мешалке растворяли 366,5 г сухой смеси, содержащей 46,45% нитрата аммония, 46,45% нитрата натрия (соотношение 1:1), 6,4% NaCl, 0,7% уротропина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,351 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 15. В 297,0 мл воды на механической мешалке растворяли 379,5 г сухой смеси, содержащей 47,0% нитрата аммония, 47,0% нитрата натрия (соотношение 1:1), 5,5% NaCl, 0,5% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,353 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 16. В 298,1 мл воды на механической мешалке растворяли 379,4 г сухой смеси, содержащей 47,0% нитрата аммония, 47,0% нитрата натрия (соотношение 1:1), 5,5% NaCl, 0,5% моноэтаноламина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,355 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

По данным, приведенным в таблице, можно отметить, что применение в качестве основы смеси минеральных солей натрия и аммония позволило получить бескальциевую жидкость для глушения скважин с повышенным пластовым давлением, плотностью не менее 1,35 г/см3. Понижение температуры кристаллизации до значений от минус 31°C, до минус 35°C является новым свойством композиции, поскольку кристаллизация составляющих компонентов: натрия азотнокислого плотностью 1,35 г/см3 происходит при минус 25°C, аммония азотнокислого плотностью 1,22 г/см3 - при минус 15°C, тиосульфата натрия плотностью 1,35 г/см3 - при минус 26°C. Введение в состав хлористого натрия снижает стоимость основы и позволяет снизить температуру кристаллизации жидкости до минус 34°C.

Применение растворов на заявляемой основе, не содержащей солей кальция, позволяет избежать образования нерастворимых осадков на подземном оборудовании, так как они совместимы с пластовыми флюидами любой степени минерализации и ионного состава и исключают необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

Растворы, приготовленные из заявленной основы, обладают пониженной коррозионной активностью, а введение ингибитора коррозии снижает ее до минимального уровня, что дает возможность применения изобретения для ремонта скважин с температурами от 100 до 120°C.

1. Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин, содержащая смесь минеральных солей, в том числе соль натрия, отличающаяся тем, что в качестве соли натрия содержит натрий азотнокислый, а в качестве второй соли смеси содержит аммоний азотнокислый в соотношении с натрием азотнокислому от 1:1 до 1:2.

2. Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит тиосульфат натрия в количестве от 5 до 33,3 мас.% от смеси всех компонентов.

3. Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит уротропин, или моноэтаноламин, или тиосульфат натрия в количестве от 0,5 до 0,7 мас.% от смеси всех компонентов.

4. Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин по п.1 или 3, отличающаяся тем, что дополнительно содержит натрий хлористый в количестве от 5,5 до 6,4 мас.% от смеси всех компонентов.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к привитым сополимерам, применяемым в строительной химии в качестве добавок, снижающих водоотдачу. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к водоизоляционным составам на основе кремнийорганических соединений, и может использоваться для изоляции водопритока в добывающие скважины и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам удаления неорганических солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования.
Изобретение относится к композиции для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой, на основе нитрата карбамида с повышенной растворимостью в воде.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для приготовления составов композиций, предназначенных для обработки скважин и трубопроводов при добыче и транспорте природных и попутных газов и нефти с предотвращением гидратных и парафиновых отложений - ГПО и коррозии.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к гипсовой тампонажной смеси утяжеленной, используемой при ремонте и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам и составам на водной основе, используемым преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к противоадгезионным добавкам к буровым растворам на водной основе для предупреждения сальникообразования при разбуривании пластичных горных пород.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности
Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин с аномально низким пластовым давлением - АНПД, а именно к облегченным тампонажным смесям с высокими изолирующими свойствами

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°С

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям с информативными свойствами о качестве цементирования, определении интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределении его объемов по вертикали за колонной при цементировании обсадных колонн, эксплуатации, изоляции пластовых вод, капитальном ремонте и ликвидации скважин

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области цементирования обсадных колонн, капитальному ремонту скважин, изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых перетоков, и используется в качестве индикатора для получения раствора с информативными свойствами о качестве цементирования, определения интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределения его по вертикали за колонной

Изобретение относится к тампонажным растворам для изоляции продуктивных пластов при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах

Изобретение относится к разрушающим композициям для регулированного разрушения текучих сред разрыва боратного структурирования и способу их получения и использования, при этом композиция включает окислительный компонент и сложноэфирный компонент
Наверх