СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Российский патент 2009 года по МПК C09K8/42 

Описание патента на изобретение RU2363717C1

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин для условий аномально высоких пластовых давлений и высоких температур.

На многих месторождениях в силу геологических условий, а также в результате интенсивных режимов разработки, когда на них действует система поддержания пластового давления, существуют аномально высокие градиенты давления порядка 1, 6 и выше. Для таких градиентов за рубежом применяют высококонцентрированные рассолы, состоящие из смеси двух или трех компонентов, чаще всего рассолы бромсодержащих солей. Применяемые бромиды очень дороги и дефицитны. Известные технологические жидкости на их основе имеют высокую температуру кристаллизации, что ограничивает их применение в условиях Сибири и Крайнего Севера - основных нефтедобывающих регионах, где актуальна потребность в жидкостях без твердой фазы плотностью более 1600 кг/м3.

Известна жидкость высокой плотности для ремонта скважин, включающая рассол бромида кальция и бромида цинка, не содержащая твердой фазы и имеющая температуру кристаллизации 10,6°С (см. US №4304677, 1981).

Основным недостатком этой жидкости является высокая стоимость, высокое значение коррозионной активности, особенно при температурах выше 90°С, и положительная температура ее кристаллизации.

Наиболее близким по совокупности признаков к заявляемому является состав для приготовления жидкости высокой плотности для заканчивания и ремонта скважин, содержащий бромид цинка и бромид кальция, и дополнительно хлорид кальция и ингибитор коррозии аминного типа (см. US №4292183, 1981).

Недостатком этого состава, кроме его высокой стоимости и высоких значений коррозионной активности, является положительная температура кристаллизации жидкости (10,6°С). Кроме того, при увеличивающейся доле транспортных расходов в смете затрат, перевозка жидких продуктов экономически невыгодна. Перечисленные выше недостатки делают практически невозможным применение данного состава и технологических жидкостей на его основе, особенно в отдаленных северных районах.

Задачей изобретения является создание композиционного состава для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы для скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, имеющих градиент пластового давления от 1,6 до 1,9, состоящего из недорогих солей, применяемых в сухом виде.

Новый композиционный состав должен обеспечивать приготовление технологических жидкостей без твердой фазы плотностью свыше 1600 кг/м3 и до 1900 кг/м3, имеющих допустимые значения скорости коррозии и температуру кристаллизации, позволяющую использовать их в условиях Сибири и Крайнего Севера. Данная композиция должна состоять из смеси сухих солей и быть дешевле применяемых зарубежных аналогов - бромидов.

Поставленная задача достигается тем, что состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы (с плотностью более 1600 кг/м3) для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит соли цинка и кальция, в том числе хлорид кальция, и ингибитор коррозии аминного типа.

Новым в составе является то, что в качестве солей цинка и кальция он содержит хлорид цинка и нитрат кальция и дополнительно содержит окись цинка или ацетат цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%:

хлорид цинка 15,3-54,4 хлорид кальция 42,0-22,2 нитрат кальция 42,0-22,2 окись цинка или ацетат цинка 0,3-0,5 ингибитор коррозии аминного типа 0,4-0,7

Состав может дополнительно содержать реагент - гидрофобизатор ИВВ-1 в количестве 0,1-0,2% от массы состава.

В качестве ингибитора коррозии аминного типа состав содержит гексаметилентетрамин или этилендиамин.

Реагент-гидрофобизатор ИВВ-1 производится в ЗАО НПФ «Бурсинтез» и представляет собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида и четвертичной аммониевой соли третичного амина. Его добавляют в состав для приготовления жидкости плотностью 1900 кг/м3. При взаимодействии с компонентами заявляемого состава, реагент -гидрофобизатор ИВВ-1 снижает коррозионную активность рассола.

Технический результат, достигаемый заявляемым составом, заключается в том, что совокупность компонентов смеси в заявляемом соотношении проявляет новое, недостижимое известными составами свойство - снижение температуры кристаллизации приготовленной жидкости высокой плотности до минусовых значений. Это можно объяснить изменением межмолекулярного взаимодействия компонентов состава при приготовлении из него технологической жидкости, в которой в момент пересыщения раствора формируется кристаллизационная структура, включающая двойные соли, обладающие большей растворимостью в воде, чем индивидуальные соли. Проявление заявляемым составом нового свойства позволяет использовать его в условиях Сибири и Крайнего Севера.

Известная высокая коррозионная активность хлорида цинка в заявляемой совокупности компонентного состава снижается путем нейтрализации продуктов его гидролиза путем ввода, например, окиси цинка или ацетата цинка.

Для жидкостей плотностью 1900 кг/м3, скорость коррозии удерживается в допустимых пределах благодаря добавке реагента - гидрофобизатора ИВВ-1.

Процесс приготовления заявляемого состава осуществлятся путем смешивания компонентов. Приготовление технологических жидкостей производится путем растворения сухой солевой композиции полученного состава в пресной или минерализованной воде.

Для сравнения с заявляемым составом приготовили и испытали известные жидкости.

Пример 1. В механической мешалке смешивали 965 мл рассола CaCL2/CaBr2 плотностью 1790 кг/м3 и 35 мл рассола CaBr2/ZBr2 плотностью 2300 кг/м3. Полученные 1000 мл рассола плотностью 1800 кг/м3 испытывали на коррозионную активность, кристаллизацию и условную вязкость в соответствии с применяющимися методиками. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 1.

Пример 2. В механической мешалке смешивали 800 мл рассола CaCL2/CaBr2 плотностью 1790 к г/м3 и 200 мл рассола CaBr2/ZBr2 плотностью 2300 кг/м3. Полученные 1000 мл рассола плотностью 1900 кг/м3 испытывали аналогично примеру 1. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 2.

Далее приведены примеры приготовления технологических жидкостей без твердой фазы на основе заявляемой сухой солевой композиции.

Пример 3. В механической мешалке смешивали 153 г (15,3 мас.%) хлористого цинка, 420 г (42,0 мас.%) хлористого кальция, 420 г (42,0 мас.%) нитрата кальция, 3 г (0,3 мас.%) окиси цинка и 4 г (0,4 мас.%) ингибитора коррозии, например этилендиамина. Полученный состав растворяли в 560 мл воды. Полученные 916 мл рассола плотностью 1700 кг/м3 испытывали аналогично примеру 1. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 3.

Пример 4. В механической мешалке смешивали 350 г (35,0 мас.%) хлористого цинка, 320 г (32,0 мас.%) хлористого кальция, 320 г (32,0 мас.%) нитрата кальция, 4 г (0,4 мас.%) окиси цинка и 6 г (0,6 мас.%) ингибитора коррозии, например гексаметилентетрамина. Полученный состав растворяли в 358 мл воды. Полученные 750 мл рассола плотностью 1800 кг/м3 испытывали аналогично примеру 1. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 4.

Пример 5. В механической мешалке смешивали 544 г (54,5 мас.%) хлористого цинка, 222 г (22,2 мас.%) хлористого кальция, 222 г (22,2 мас.%) нитрата кальция, 5 г (0,5 мас.%) окиси цинка и 5 г (0,5 мас.%) ингибитора коррозии, например этилендиамина. Полученный состав растворяли в 257 мл воды. Полученные 655 мл рассола плотностью 1900 кг/м3 испытывали аналогично примеру 1. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 5.

Пример 6. В механической мешалке смешивали 544 г (54,5 мас.%) хлористого цинка, 222 г (22,2 мас.%) хлористого кальция, 222 г (22,2 мас.%) нитрата кальция, 5 г (0,5 мас.%) окиси цинка, 7 г (0,7 мас.%) ингибитора коррозии, например смесь этилендиамина, и 1,5 г реагента ИВВ-1. Полученный состав растворяли в 257 мл воды. Полученные 655 мл рассола плотностью 1900 кг/м3 испытывали аналогично примеру 1. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 6.

Данные, приведенные в таблице, подтверждают получение технического результата: снижение скорости коррозии, температуры кристаллизации и стоимости технологической жидкости плотностью более 1600 кг/м3, приготовленной из заявляемого состава. Кроме того, достигается удобство транспортировки состава в виде сухой композиции.

Состав технологической жидкости (№ опыта) Свойства технологических жидкостей Стоимость 1 м3 технологической жидкости, тыс. руб Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с pH Скорость коррозии стали "д". При 90°С, мм/год Температура кристаллизации, °С 1 1800 32 5,7 0,24 +17 97,5 2 1900 37 5,0 0,46 +11 122,0 3 1700 130 4,0 0,030 -28 41,0 4 1800 160 3,0 0,040 -28 46,0 5 1900 200 1,3 0,110 -30 51,0 6 1900 200 1,3 0,090 -30 51,2

Похожие патенты RU2363717C1

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1600 кг/м) ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2005
  • Рябоконь Сергей Александрович
  • Горлова Зоя Александровна
  • Бурдило Раиса Яковлевна
  • Ламосов Михаил Евгеньевич
  • Киселев Сергей Борисович
RU2291181C1
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ С ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1,60 г/м 2010
  • Ламосов Михаил Евгеньевич
  • Штахов Евгений Николаевич
  • Бояркин Алексей Александрович
RU2427604C1
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2008
  • Бояркин Алексей Александрович
  • Штахов Евгений Николаевич
  • Ламосов Михаил Евгеньевич
RU2365612C1
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ С ВЫСОКОЙ ПЛОТНОСТЬЮ 2010
  • Ламосов Михаил Евгеньевич
  • Штахов Евгений Николаевич
  • Бояркин Алексей Александрович
RU2423405C1
Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1600 кг/м 2021
  • Грошева Татьяна Викторовна
  • Прокошев Валентин Валентинович
  • Рябков Иван Иванович
  • Усачев Евгений Андреевич
RU2782915C1
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЯЖЕЛЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2009
  • Рябоконь Сергей Александрович
  • Бурдило Раиса Яковлевна
RU2406745C1
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2013
  • Рябоконь Сергей Александрович
  • Бурдило Раиса Яковлевна
  • Сваровская Лариса Северьяновна
RU2519019C1
ОСНОВА БЕСКАЛЬЦИЕВОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН 2011
  • Рябоконь Сергей Александрович
  • Бурдило Раиса Яковлевна
  • Сваровская Лариса Северьяновна
RU2470060C1
Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления 2019
  • Карпов Алексей Александрович
  • Кунакова Аниса Мухаметгалимовна
  • Кайбышев Руслан Радикович
  • Пучина Гульфия Рашитовна
  • Сергеева Наталья Анатольевна
  • Рагулин Виктор Владимирович
RU2731965C1
СОСТАВ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН 2003
  • Рябоконь С.А.
  • Герцева Н.К.
  • Горлова З.А.
  • Бурдило Р.Я.
RU2253664C1

Реферат патента 2009 года СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин для условий аномально высоких пластовых давлений и высоких температур. Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит соли цинка и кальция, в том числе хлорид кальция, и ингибитор коррозии аминного типа. В качестве солей цинка и кальция он содержит хлорид цинка и нитрат кальция и дополнительно содержит окись цинка или ацетат цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%: хлорид цинка 15,3-54,4, хлорид кальция 22,2-42,0, нитрат кальция 22,2-42,0, окись цинка или ацетат цинка 0,3 - 0,5, ингибитор коррозии аминного типа 0,4-0,7. Состав может дополнительно содержать реагент-гидрофобизатор ИВВ-1 в количестве 0,1-0,2% от массы состава. Технический результат - удобство транспортировки состава, низкая стоимость приготовленной из него жидкости и снижение температуры кристаллизации до минусовых значений при одновременном снижении скорости коррозии. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Формула изобретения RU 2 363 717 C1

1. Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий соли цинка и кальция, в том числе хлорид кальция, и ингибитор коррозии аминного типа, отличающийся тем, что в качестве солей цинка и кальция он содержит хлорид цинка и нитрат кальция и дополнительно содержит окись цинка или ацетат цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%:
хлорид цинка 15,3-54,4 хлорид кальция 22,2-42,0 нитрат кальция 22,2-42,0 окись цинка или ацетат цинка 0,3-0,5 ингибитор коррозии аминного типа 0,4-0,7

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит реагент-гидрофобизатор ИВВ-1 в количестве 0,1-0,2% от массы состава.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2009 года RU2363717C1

СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1600 кг/м) ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2005
  • Рябоконь Сергей Александрович
  • Горлова Зоя Александровна
  • Бурдило Раиса Яковлевна
  • Ламосов Михаил Евгеньевич
  • Киселев Сергей Борисович
RU2291181C1
ЖИДКОСТЬ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ 2005
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Турапин Алексей Николаевич
RU2279462C1
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЕ 1993
  • Петров Н.А.
  • Есипенко А.И.
  • Ветланд М.Л.
RU2061860C1
US 4292183 A, 29.09.1981
US 4304677 A, 08.12.1981.

RU 2 363 717 C1

Авторы

Рябоконь Сергей Александрович

Ламосов Михаил Евгеньевич

Горлова Зоя Александровна

Даты

2009-08-10Публикация

2007-12-25Подача