Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин (2 варианта)

Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - снижение коррозионной активности технологической жидкости и токсичности. Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин по первому варианту включает, мас.%: формиат натрия 16,0-50,3; активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT – 8213 0,01-0,1; воду остальное. Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин по второму варианту включает, мас.%: формиат калия 19,0-70,0; формиат цезия 5,0-60,0; активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT – 8213 0,6-1,3; воду остальное. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 5 пр.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин (2 варианта) и может быть использовано в технологических жидкостях без твердой фазы с плотностью 1,10-2,00 г/см3 для ликвидации и длительной консервации нефтяных и газовых скважин в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур.

Уровень техники

Известна технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур, содержащая полисахаридный реагент или смесь полисахаридных реагентов, утяжелитель и воду, при этом в качестве утяжелителя она содержит соль муравьиной кислоты щелочного металла при следующем соотношении ингрединетов, масс. %: полисахаридный реагент или смесь полисахаридных реагентов - 0,1-7,0; соль муравьиной кислоты щелочного металла - 45,0-83,0; вода - остальное.

Жидкость дополнительно содержит комплексный сшивающий агент из числа неорганических солей одно-, двух- трехвалентных металлов и щелочного регулятора pH в количестве 0,1-2,0 мас. %.

Жидкость дополнительно содержит кислоторастворимый утяжелитель, например карбонатную муку, мраморную крошку, в количестве 2-50 мас. % (см. пат. RU №2215016, МПК С09К 7/02, Е21В 43/12, опубл. 27.10.2003).

Недостатком данной технологической жидкости является следующее. Раствор формиатов щелочных металлов вследствие гидролиза имеет pH более 9,4 (см. табл. 2 описания к предлагаемому изобретению). При водородном показателе раствора pH>9 под воздействием высоких температур могут развиваться процессы щелочной коррозии стали. При общем допустимом значении pH возможны места концентрирования щелочи на границе металл - вода. Концентрирование происходит в пористых отложениях пленки оксидов железа. При этом под действием высоких растягивающих напряжений образуются микрогальванические коррозионные элементы: катодом становятся зерна кристаллов металла, анодом - граница между ними. Щелочной раствор разрушает границы зерен. Выделяющийся на катоде водород легко диффундирует в толщу металла. При этом он реагирует с углеродом, сульфидами и другими включениями, образуя газообразные продукты, которые плохо диффундируют в металл и создают дополнительные разрывающие напряжения, способствующие углублению и расширению трещин. Водные растворы формиатов щелочных металлов имеют щелочную реакцию (pH=9-10) и негативно влияют на окружающую среду, что касается воздействия формиатов щелочных металлов на организм человека, то они имеют третий класс опасности. Действие формиатов щелочных металлов, как и щелочей, на организм обусловлено способностью отнимать воду от тканей и разрушать белки, образуя щелочные альбуминаты, а также омылять жиры. При постоянном контакте с данными соединениями даже в умеренной концентрации наблюдаются хронические повреждения кожи, болезненные язвы и ограниченные дерматиты. Реже наблюдаются экземы. Причиной их возникновения, по-видимому, является комбинированное воздействие щелочей и других вредных факторов, поскольку обезжиривание кожи и повреждение эпидермиса нарушает барьерные функции кожного покрова, облегчая проникновение инфекции и воздействие других (физических и химических) факторов. Попадание даже малых количеств щелочи в глаз особенно опасно, так как вызывает поражение не только слизистой и роговой оболочек, но и более глубоких его сред. В результате возможна потеря зрения.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью для глушения и ремонта скважин, содержащий нитрат кальция и хлорид кальция, при этом он содержит дополнительно хлорид цинка и оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрат кальция - 31,20-49,0; хлорид цинка - 0,20-37,59; оксид цинка - 0,01-1,80; хлорид кальция - остальное (см. пат. RU №2423405, МПК С09К 8/06, С09К 8/42, опубл. 10.07.2011 г.).

Недостатком данного состава является то, что состав обладает повышенной коррозионной активностью по отношению к стали. Водный раствор состава для приготовления технологических жидкостей неизбежно содержит примесь растворенного кислорода, при совместном присутствии кислорода и хлорид-ионов, входящих в состав хлоридов цинка и кальция, коррозия усиливается, происходит это вследствие того, что хлорид-ионы внедряются в защитную оксидную пленку и вытесняют кислород, при этом образуются растворенные в воде хлориды железа, что приводит к увеличению площади анодных участков и соответственно скорости коррозии. Нитрат кальция также является агрессивным компонентом по отношению к стали, при повышенных температурах нитрат-ионы вызывают интенсивную питтинговую коррозию труб. Добавка оксида цинка в технологическую жидкость способна изменить кислотно-основный баланс состава, исключив влияние кислотной коррозии, но не предотвращает негативного воздействия на стальное оборудование хлорид- и нитрат-ионов. Наличие ионов цинка в технологической жидкости негативно сказывается на окружающей среде. Избыточного количества цинка отрицательно влияет на большинство почвенных процессов: вызывает изменение физических и физико-химических войств почвы, снижает биологическую деятельность. Цинк подавляет жизнедеятельность микроорганизмов, вследствие чего нарушаются процессы образования органического вещества в почвах. Избыток цинка в почвенном покрове затрудняет ферментацию разложения целлюлозы, дыхания, действия уреазы. Хлорид цинка в твердом виде имеет вторую степень токсичности. При попадании на кожу и слизистые оболочки, вызывает раздражения, а при длительном контакте - сильные ожоги, которые очень трудно заживают. Раствор хлорида цинка, попав на слизистые оболочки глаз, вызывает резкую режущую боль. При этом возможна полная или частичная слепота.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с плотностью до 1,60 г/см3 для глушения и ремонта скважин, содержащий нитрат кальция технический, хлорид кальция и соединение кальция, при этом он содержит в качестве соединения кальция гидроксид кальция и дополнительно - нейтрализатор сероводорода при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид кальция 39,0-78,8; нитрат кальция технический 20,8-60,7; гидроксид кальция 0,2-0,3; нейтрализатор сероводорода 0,2-4,7 (см. пат. RU №2423405, МПК С09К 8/06, С09К 8/42, опубл. 10.07.2011 г.).

Недостатками данного состава и жидкостей на его основе являются завышенное содержание нитрата кальция, так как в техническом нитрате кальция практически всегда присутствует нитрат аммония в количестве 2-5%, что в значительной степени снижает его гигроскопичность, примеси нитрата аммония в нитрате кальция сильно повышают коррозионную агрессивность последнего. Растворы, содержащие нитрат аммония, особенно агрессивны ввиду высокой деполяризационной способности нитрат-иона и способности катиона аммония образовывать с железом, содержащимся в оборудовании, растворимые комплексы, кроме того, эти растворы имеют кислую реакцию вследствие гидролиза: NH4++НОН=NH4OH+Н+. Присутствующий в составе ингибитор коррозии аминного типа, например, гексаметилентетрамин, выделяет токсичные пары формальдегида.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому положительному эффекту и принятый авторами за прототип является состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине, содержащий углеводородную, водную и твердую фазы, а также эмульгатор-стабилизатор, при этом 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.

В составе, в качестве углеводородной фазы он содержит нефть, продукты или отходы ее переработки.

В составе, твердая фаза содержит мелкодисперсные частицы карбоната кальция или гидроокиси кальция.

В составе, мелкодисперсные частицы твердой фазы имеют размеры менее 1,0 мкм.

В составе, в качестве поглотителя кислых газов он содержит марганцевокислый калий.

В составе, в качестве поглотителя кислых газов он содержит кислоты или соли железа.

В составе, в качестве ингибитора коррозии он содержит органический ингибитор пленочного типа.

(см. пат. RU №2167181, МПК С09К 7/06, опубл. 20.05.2001 г.).

Недостатками данного состава является повышенная коррозионная активность. Известно, что одной из причин электрохимической коррозии является наличие в водной фазе таких примесей, как железо и марганец. В качестве поглотителя кислых газов в состав вводятся добавки солей железа, а ионы марганца образуются в процессе нейтрализации сероводорода, что создает условия для электрохимической коррозии. В качестве ингибитора коррозии применяют органический ингибитор пленочного типа, например, Сепакорр 5478 AM, который представляет собой смесь полиаминов и имидазолинов. Недостатком данного ингибитора коррозии является склонность к солеобразованию, в результате чего его защитное действие по отношению к металлу снижается.

Данный состав обладает токсичными свойствами. При значительном загрязнении почвы тяжелыми металлами (в данном случае ионами марганца либо железа), нитратами в присутствии анионных поверхностно-активных веществ (ПАВ), к которым относятся кальциевые соли алкиларилсульфокислот, последние повышают подвижность токсикантов по вертикальному профилю почвы и их переходу из почвы в растения. При этом сами ПАВ в присутствии в почве других загрязнителей, в частности металлов, также мигрируют в грунтовые воды и накапливаются в сельхозкультурах в больших количествах, чем в случае присутствия ПАВ в почве в изолированном виде. При значительном поступлении детергентов в почву создаются наилучшие условия для размножения и длительного выживания микрофолоры, в том числе и патогенной, что может представлять эпидемическую опасность и угрозу здоровью населения. Токсичность ПАВ по гигиеническим критериям сравнительно невысока, однако наличие целого ряда специфических свойств (пенообразование, эмульгирование, солюблизация, влияние на поведение веществ в окружающей среде) у данных загрязнителей позволяет отнести их к разряду вредных веществ, которые способны спровоцировать конфликтную экологическую ситуацию и оказать неблагоприятное влияние на здоровье человека. Серьезным недостатком всех бензольных производных ПАВ, к которым относятся кальциевые соли алкиларилсульфокислот, является их стойкость к биодеградации. Необходимо также отметить, что согласно ГОСТ 5777-84 марганцевокислый калий относится ко 2 классу опасности.

Раскрытие изобретения

Задачей предлагаемого изобретения является разработка технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 варианта), обладающей снижением коррозионной активности технологической жидкости и токсичности при общем сохранении свойств в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к снижению коррозионной активности технологической жидкости и токсичности.

Технический результат достигается с помощью технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин, включающей ингибитор коррозии и воду, при этом она дополнительно содержит формиат натрия, а в качестве ингибитора коррозии она содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT-8213, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

формиат натрия 16,0-50,3
активатор термостойкого ингибитора
кислотной коррозии WHT-8213 0,01-0,1
вода остальное

Технический результат достигается с помощью технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин, включающей ингибитор коррозии и воду, при этом она дополнительно содержит формиат калия и формиат цезия, а в качестве ингибитора коррозии она содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT-8213, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

формиат калия 19,0-70,0
формиат цезия 5,0-60,0
активатор термостойкого ингибитора
кислотной коррозии WHT-8213 0,6-1,3
вода остальное

Таким образом, техническая проблема решается с помощью технического результата, достигаемого за счет того, что технологическая жидкость для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (1 вариант) содержит, мас. %: формиат натрия 16,0-50,3; WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии 0,01-0,1 и воду остальное.

По второму варианту технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) скважин в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур содержит, мас. %: формиат калия 19,0-70,0; формиат цезия 5,0-60,0; WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии 0,6-1,3 и воду остальное. При этом ингибиторы - это вещества, способные в малых количествах замедлять протекание химических процессов или останавливать их. Ингибирующее воздействие на металлы, прежде всего на сталь, оказывает целый ряд неорганических и органических веществ, которые часто добавляются в среду, вызывающую коррозию. Ингибиторы имеют свойство создавать на поверхности металла очень тонкую пленку, защищающую металл от коррозии, при этом к ингибиторам коррозии предъявляются определенные требования. Ингибитор должен обеспечить требуемое защитное действие при тестировании в модельных системах как в условиях высоких давлений и температур, так и при обычных условиях - температуре +40°С и нормальном атмосферном давлении, а также в условиях высоких скоростей потока и наличия в нем абразивных частиц. Ингибитор должен обладать низкой температурой застывания (не менее - 50°С), хорошей растворимостью в коррозионной среде и высокой адсорбционной способностью. Ингибитор не должен влиять на стабилизацию водонефтяных эмульсий (см. Хайдарова Г.Р. ИНГИБИТОРЫ КОРРОЗИИ ДЛЯ ЗАЩИТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ // Современные проблемы науки и образования. - 2014. - №6.; URL: http://www.science-education.ru/ru/article/view?id=16733 (дата обращения: 30.09.2016). Отличительной особенностью формиатов щелочных металлов является низкая коррозионная активность и отсутствие осадкообразования, при этом значение водородного показателя их растворов вследствие гидролиза достаточно велико. Для снижения данного параметра используют WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии, который выполняет как функцию ингибитора коррозии, так и регулятора pH. WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии производства компании Western Oil&Gas Chemical Corp, содержит органические соединения, являющиеся ингибиторами смешанного действия, воздействующими на скорость как катодной, так и анодной реакций. WHT-8213 представляет собой смесь органических соединений, которые адсорбируются исключительно на поверхности металла, защищая его от воздействия агрессивной среды. Кроме того, WHT-8213 содержит муравьиную кислоту и ее производные, которые стабилизируют pH системы на уровне 7-9. При растворении в воде формиатов щелочных металлов происходит процесс гидролиза:

HCOONa(K, Cs)+H2O↔НСООН+Na(K, Cs)OH,

либо в ионно-молекулярной форме:

НСОО-+H2O↔НСООН+ОН-.

Для подавления гидролиза введен один из ионов, входящих в продукты гидролиза - формиат ион в виде муравьиной кислоты. Концентрированный раствор формиатов щелочных металлов имеет pH более 12 (щелочной).

При добавлении к раствору формиатов происходит стабилизация pH на уровне 7-8, что снижает вредное воздействие технологической жидкости на организм человека и окружающую среду.

Для приготовления технологической жидкости также используют:

- формиат натрия (натрий муравьинокислый), изготовленный по ТУ 2432-011-00203803-98 - химическое соединение с формулой HCOONa - побочный продукт производства пентаэритрита, используют его как восстановитель в органическом синтезе. Физико-химические свойства: кристаллический порошок белого или серого цвета без посторонних примесей, видимых невооруженным глазом, допускается зеленоватый оттенок, массовая доля формиата натрия, %, не менее 92, массовая доля воды, %, не более 3,0, массовая доля сахаристых веществ в перерасчете на глюкозу к массе сухих веществ, %, не более 1,0 (см. https://ru.Wikipedia.org/w/index.php?title=формиат_натрия&oldid=66128800).

- формиат калия и формиат цезия производства компании Cabot Specialty Fluids LTD, при этом формиат калия - калиевая соль муравьиной кислоты, имеющая формулу НСООК, в чистом виде представляет собой белый мелкокристаллический порошок. Физико -химические свойства: состояние - твердое; молекулярная масса 84,12 г/моль; плотность 1,91 г/см3; температура плавления 168,7°С (см. https://ru.Wikipedia.org/w/index.php?title=формиат_калия&oldid=66128788), формиат цезия - гранулированное твердое вещество, имеющий формулу CHCSO2, физико-химические свойства: точка кипения 100,6°С при 780 мм рт.ст., точка плавления 45°С, температура вспышки 29,9°С (см. https://www.himreakt.ru/4082/). Таким образом, формиаты цезия и калия применяют в буровых для заканчивания скважин и могут быть использованы в качестве базового флюида, не содержащего твердых веществ. Формиат цезия обладает самой высокой плотностью из прозрачных флюидов на основе формиатов щелочных металлов, имея плотность 2,3 г/см3 (19,2 фунт/галлон), благодаря такой изначально высокой плотности может быть устранена необходимость в утяжелителях, таких как сульфат бария (барит), которые могут повреждать оборудование и формацию. Другие формиаты щелочных металлов, которые обладают меньшей плотностью, чем формиат цезия, и которые обычно используют в буровых растворах и растворах для заканчивания скважин, включают формиат калия, который имеет плотность 1,6 г/см3 (13,1 фунт/галлон (ppg)), и формиат натрия. Формиаты с меньшей плотностью часто смешивают с формиатом цезия для получения флюида, имеющего удельный вес в диапазоне 1,0-2,3. Моновалентная природа формиатов цезия и калия снижает негативное влияние на коллекторские свойства продуктивного пласта, обеспечивает возможность эффективного контроля процесса и придает необходимые смазывающие свойства буровому раствору, кроме того, формиаты щелочных металлов не оказывают негативного влияния на металлическое скважинное оборудование, что характерно для альтернативных таковым коррозионно-агрессивных материалов, поскольку формиаты цезия и калия являются биоразлагаемыми и не проявляют коррозионной агрессивности, их считают более экологически безопасным продуктом, чем другие буровые растворы.

Сущность получения технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 варианта) заключается в следующем. Для приготовления технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин (1 вариант) в технической воде растворяют формиат натрия, тщательно перемешивают до полного растворения солей, затем небольшими порциями при постоянном перемешивании добавляют с помощью микропипетки WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии. Полученную технологическую жидкость перемешивают. Таким образом, технологическая жидкость для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин, включает ингибитор коррозии, воду, причем она дополнительно содержит формиат натрия, а в качестве ингибитора коррозии содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT-8213, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

формиат натрия 16,0-50,3
активатор термостойкого ингибитора
кислотной коррозии WHT-8213 0,01-0,1
вода остальное

Проводят лабораторные испытания технологической жидкости.

Для приготовления технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин (2 вариант) в технической воде растворяют формиат калия, формиат цезия, тщательно перемешивают до полного растворения солей, затем небольшими порциями при постоянном перемешивании добавляют WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии. Полученную технологическую жидкость перемешивают. Проводят лабораторные испытания технологической жидкости. Таким образом, технологическая жидкость для ликвидации и длительной консервации нефтяных и газовых скважин включает ингибитор коррозии и воду, причем она дополнительно содержит формиат калия и формиат цезия, а в качестве ингибитора коррозии она содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT-8213, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

формиат калия 19,0-70,0
формиат цезия 5,0-60,0
активатор термостойкого ингибитора
кислотной коррозии WHT-8213 0,6-1,3
вода остальное

Краткое описание чертежей и иных материалов

На чертеже дана технологическая жидкость для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 варианта), АКТ испытаний технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин, таблица.

Осуществление изобретения

Примеры конкретного получения технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 варианта).

Примеры получения технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (1 вариант).

Пример 1. Для приготовления 1000 г технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин в 839,9 мл технической воды растворяют 160 г (16 мас. %) формиата натрия, тщательно перемешивают до полного растворения солей, затем небольшими порциями при постоянном перемешивании добавляют с помощью микропипетки 0,08 мл (0,01 мас. %) WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии. Полученную технологическую жидкость перемешивают в течение 10 мин.

Проводят лабораторные испытания технологической жидкости, имеющей следующие свойства: плотность - 1,10 г/см3, величина водородного показателя 7,3; скорость коррозии - 0,039 мм/год.

Пример 2. Проводят аналогично примера 1. Готовят 1000 г технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %/г:

Свойства кислотного состава: плотность - 1,36 г/см3, величина водородного показателя 7,5; скорость коррозии - 0,041 мм/год.

Причем проведенные опыты по первому варианту при содержании в технологической жидкости формиата натрия менее 16,0 мас. %, WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии менее 0,01 мас. % показали, что происходит снижение плотности технологической жидкости, а также по первому варианту, проведенные опыты показали, что содержание в технологической жидкости формиата натрия более 50,3 мас. %, WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии более 0,1 мас. % нецелесообразно, так как растворимость солей в воде снижается, снижается pH технологической жидкости.

Примеры получения технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 вариант).

Пример 3. Для приготовления 1000 г технологической жидкости в 197 мл технической воды растворяют 190 г (19 мас. %) формиата калия, 600 г (60 мас. %) формиата цезия, тщательно перемешивают до полного растворения солей, затем небольшими порциями при постоянном перемешивании добавляют 10,8 мл (1,3 мас. %) WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии. Полученную технологическую жидкость перемешивают в течение 10 мин.

Проводят лабораторные испытания технологической жидкости, имеющей следующие свойства: плотность - 2,00 г/см3, величина водородного показателя 7,4; скорость коррозии - 0,040 мм/год.

Пример 4. Готовят 1000 г технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %/г:

Проводят все операции как указано в примере 1. Свойства кислотного состава: плотность - 1,59 г/см3, величина водородного показателя 8,8; скорость коррозии - 0,046 мм/год.

Пример 5. Готовят 1000 г технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %/г:

Проводят все операции, как указано в примере 1. Свойства кислотного состава: плотность - 1,82 г/см3, величина водородного показателя 7,9; скорость коррозии - 0,042 мм/год.

Причем проведенные опыты по второму варианту показали, что содержание в технологической жидкости формиата калия менее 19,0 мас. %, формиата цезия менее 5,0 мас. %, WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии менее 0,6 мас. % отрицательно влияет на скорость коррозии, происходит снижение плотности технологической жидкости, а также по второму варианту, проведенные опыты показали, что содержание в технологической жидкости формиата калия более 70,0 мас. %, формиата цезия более 60,0 мас. %, WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии более 1,3 мас. % нецелесообразно, так как растворимость солей в воде снижается, снижается pH технологической жидкости.

Плотность технологической жидкости определяют с помощью ареометра, скорость коррозии образцов определяют гравиметрическим методом. Образцы стали Р-110 выдерживают в установке «НР-НТ Corrosion cell» при температуре 130°С и давлении 10 МПа в течение 4 ч, водородный показатель технологической жидкости определяют с помощью pH-метра.

Предлагаемое изобретение по сравнению с прототипом и другими известными техническими решениями имеет следующие преимущества:

- снижение коррозионной активности технологической жидкости при общем сохранении свойств в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур;

- снижение токсичности при общем сохранении свойств в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур.

1. Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин, включающая ингибитор коррозии и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит формиат натрия, а в качестве ингибитора коррозии она содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT - 8213, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

формиат натрия 16,0-50,3
активатор термостойкого ингибитора
кислотной коррозии WHT - 8213 0,01-0,1
вода остальное

2. Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин, включающая ингибитор коррозии и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит формиат калия и формиат цезия, а в качестве ингибитора коррозии она содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT - 8213, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

формиат калия 19,0-70,0
формиат цезия 5,0-60,0
активатор термостойкого ингибитора
кислотной коррозии WHT - 8213 0,6-1,3
вода остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к производству проппантов - гранулированных расклинивающих агентов, используемых для проведения гидравлического разрыва нефтегазоносных пластов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. Способ включает приготовление и закачивание изоляционной композиции в скважину, содержащей 25,0-60,0 мас.% ацетоноформальдегидной смолы и 15,0-25,0 мас.% 10%-ного раствора гидроксида натрия.

Группа изобретений относится к скважинным жидкостям. Технический результат – повышение вязкости скважинной жидкости.
Изобретение относится к области строительных материалов, в частности к составам комплексных добавок, используемых в производстве бетонов, строительных растворов, бетонных и железобетонных изделий, включая процессы цементирования нефтяных и газовых скважин.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно - алканоламинов.

Изобретение может найти применение в газовой и нефтяной промышленности при цементировании обсадных колонн эксплуатационных и глубоких разведочных скважин, при наличии в разрезе горных пород, склонных к гидроразрыву.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов.

Изобретение относится к буровым растворам, используемым при бурении нефтяных скважин. Технический результат - повышение технологической эффективности бурового раствора и повышение качества вскрытия продуктивных терригенных коллекторов нефти и газа.

Настоящее изобретение относится к способам и композициям для ингибирования коррозии металлов, конкретно нержавеющих и дуплексных сталей. Коррозия металлических трубопроводов составами ингибиторов гидратообразования, в частности локализованная коррозия, уменьшается, когда состав ингибитора гидратообразования содержит эффективное количество по меньшей мере одной гидроксикислоты или эквивалента, выбранной из группы, состоящей из гидроксикислот, имеющих от 2 до 20 атомов углерода и по меньшей мере одну гидроксильную группу, и по меньшей мере один ион неорганического галогенида, а также не содержит метанол.

Изобретение относится к композиции и к способу цементирования обсадной колонны в стволе буровой скважины, с использованием водной цементирующей композиции, включающей: (а) воду, (b) цементирующую композицию, включающую (i) гидравлический цемент, (ii) гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергатор и необязательно (iv) одну или многие другие добавки, обычно добавляемые в водные цементирующие композиции, применимые для цементирования обсадных колонн в стволах буровых скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления кремнеземистых легковесных керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Шихта для изготовления легковесного кремнеземистого проппанта, включающая кремнеземсодержащий компонент, магнийсодержащий компонент, дополнительно содержит цемент и/или цементный клинкер при следующем соотношении компонентов, масс. %: магнийсодержащий компонент 0,1-10, цемент и/или цементный клинкер 0,1-10, кремнеземсодержащий компонент - остальное. Легковесный кремнеземистый проппант характеризуется тем, что получен из указанной шихты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – снижение разрушаемости кремнеземистого проппанта с насыпной плотностью менее 1,4 г/см3 при нагрузке до 10 тыс. psi. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 пр.

Изобретение относится к новым соединениям в ряду металлохелатов цинка и кадмия, а именно к комплексам бис-[N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамида]цинка(II) или кадмия(II) общей формулы I или цвиттерионным комплексам цинка(II) или кадмия(II) с N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамидом общей формулы II где R=СН2СН=СН2, CH2CH2N(C2H5)2, CH2CH2CH2N(C2H5)2, СН2СН2Р(С6Н5)2; M=Zn, Cd; n=2, 3. Металлокомплексные соединения I, II обладают фотолюминесцентными свойствами, излучают в сине-фиолетовой области спектра и могут быть использованы при создании светоизлучающих органических диодов (OLED) белого и видимого света в качестве электролюминесцентных слоев. 2 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл., 6 пр.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения. В способе разработки участка нефтяной залежи заводнением, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующего состава - ГОС и продавочной жидкости в циклическом режиме, осуществляют циклическую закачку ГОС с продавочной жидкостью в пласт до увеличения на устье скважины конечного давления на 0,5-2,0 МПа ниже пластового давления, затем после выдержки скважины для гелеобразования закачивают водонефтяную эмульсию с содержанием органической дисперсной фазы 0,1-0,5% до давления на 0,5-2,0 МПа выше пластового давления. Технический результат - обеспечение повышения нефтеотдачи пласта, селективносиь нефтевытеснения, возможности визуального контроля проведения работ. 3 пр.
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте. Способ гидравлического разрыва пласта включает закачку в пласт жидкости разрыва и жидкости с расклинивающим агентом, при этом в качестве расклинивающего агента применяют мелкодисперсные ферромагнетики, а дополнительное расклинивание трещин путем усиления намагниченности расклинивающего агента производят за счет подвода источника электромагнитного поля в призабойную зону. Технический результат заключается в повышении проницаемости пласта.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов. Технический результат - повышение эффективности бурения, улучшение фильтрационных свойств бурового раствора, эффективное управление показателем фильтрации, повышение устойчивости глинистых пород, повышение скорости бурения и снижение износа оборудования. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-4; водорастворимый катионный сополимер Силфок-2540 7-15; ксантановую камедь 0,1-0,2; полисахарид ПолиКР-К 1-2; воду - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур. Технический результат - повышение термоустойчивости раствора до 240°С и более, обеспечение стабильных значений показателей фильтрации после воздействия высоких температур. Термостойкий поликатионный буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 3-5; сополимер хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида в соотношении от 99:1 до 92:8 - полиэлектролит Силфок 2540С 5-7; катионный полимер на основе дадмаха - Flodrill DB 45CR 1-2; воду - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе изготовления легковесного магнезиально-кварцевого проппанта из серпентинита с дополнительным компонентом, включающем предварительную подготовку компонентов, смешивание их в шихте, помол полученной шихты, ее грануляцию, обжиг полученных гранул и их рассев, в качестве дополнительного компонента используют аргиллитовую глину, предварительно высушенную при температуре 400°С, обжиг гранул осуществляют при температуре 1280-1380°С, в качестве предварительной подготовки серпентинита его подвергают предварительному обжигу при температуре 900°С, при этом готовят исходную шихту при следующем соотношении компонентов, мас.%: серпентинит 92-98, аргиллитовая глина 8-2. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - снижение плотности при достаточной прочности и твердости гранул готового проппанта. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам с конденсируемой твердой фазой для временной изоляции продуктивного пласта при глушении скважин с терригенным коллектором неоднородной проницаемости, включающим глинистые минералы, и пластовыми температурами до 150°С. Состав состоит из следующих компонентов, мас. %: карбоксиметилцеллюлоза 0,5-4,0, кальций хлористый 7-12, калий фосфорнокислый двузамещенный 21-25, лаурилсульфат натрия 0,5-1,2, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности временной изоляции продуктивного пласта в скважинах, сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, возможность использования состава в широком диапазоне пластовых температур, повышение технологичности проведения ремонтных работ. 1 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания. Способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины, характеризующийся тем, что включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек с поверхностно-активным веществом - ТПАВ, количество которых обусловлено достаточностью для вспенивания скопившейся на забое жидкости и выноса ее на поверхность, при этом состав основы указанных ТПАВ одинаков, часть указанных ТПАВ предварительно покрывают оболочкой из желатина, а оболочки для ТПАВ имеют различное время растворения. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение периода между обработками скважины ПАВ, увеличение ее продуктивности благодаря отсутствию негативного влияния столба жидкости на протяжении всего времени между обработками. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов. Тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущие двух видов, легковесный наполнитель, пенетрирующую добавку, замедлитель сроков схватывания CR-221, понизитель водоотдачи CFL-160, пеногаситель D-air 5000 и воду. В качестве вяжущих компонентов состав содержит портландцемент ПЦТ I-G и тонкодисперсное минеральное вяжущее «MIKRODUR R-U», в качестве легкого наполнителя - стеклянные полые микросферы 3М™ HGS4000 из химически стойкого натрий-боросиликатного стекла, а в качестве пенетрирующей добавки - добавка «Пенетрон Адмикс» при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент ПЦТ I-G - 56,0, MIKRODUR R-U - 30,0, HGS4000 - 14,0, Пенетрон Адмикс - 2,0 сверх 100%, CR-221 - 0,3 сверх 100%, CFL-160 - 0,2 сверх 100%, D-air 5000 - 0,05 сверх 100%, вода - 70,0 сверх 100%. Технический результат - повышение качества изоляции затрубного пространства хвостовиков, боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов, повышение адгезионных и прочностных свойств цементного камня. 3 табл.

Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - снижение коррозионной активности технологической жидкости и токсичности. Технологическая жидкость для ликвидации нефтяных и газовых скважин по первому варианту включает, мас.: формиат натрия 16,0-50,3; активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT – 8213 0,01-0,1; воду остальное. Технологическая жидкость для ликвидации нефтяных и газовых скважин по второму варианту включает, мас.: формиат калия 19,0-70,0; формиат цезия 5,0-60,0; активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT – 8213 0,6-1,3; воду остальное. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 5 пр.

Наверх