Тяжёлая технологическая жидкость на основе хлоридов, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью Российский патент 2023 года по МПК C09K8/42 E21B33/138 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и в условиях низких температур Крайнего Севера для глушения и выполнения различных видов работ.

Существующие на месторождении пластовые давления определяют и выбор жидкости глушения для выполнения ремонтных работ на скважине. В настоящее время в общей доле добывающих скважин растет количество скважин с аномально высоким пластовым давлением. При проведении ремонтных работ такие скважины принято глушить растворами повышенной плотности (более 1,3 г/см³). Почти все из них обладают повышенной или высокой коррозионной активностью, особенно при повышенных температурах, обладают высокой температурой замерзания, что не позволяет использовать их на месторождениях Крайнего Севера, а также они кратно дороже легких и утяжеленных составов.

Известны тяжелые жидкости плотностью от 1,6 г/см³ до 1,8 г/см³, в состав которых входят нитрат и хлорид кальция, а также хлорид цинка, но известные жидкости характеризуются высокой температурой замерзания и высокими значениями скорости коррозии.

Для получения тяжелых технологических жидкостей глушения в интервале плотностей 1,4-1,81 г/см³ наиболее широко используют бромсодержащие соли, в частности, бромид кальция, который обладает довольно высокой температурой замерзания (температура кристаллизации раствора плотностью 1,7 г/см³ составляет минус 13,3°C) и является дорогостоящим соединением.

Решением данной проблемы является разработка собственных составов и самостоятельное приготовление тяжелой жидкости глушения на растворно-солевых узлах.

Однако минимальная температура замерзания для указанных составов составила минус 21°C, что является недостаточным для их использования в условиях Крайнего Севера.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, тяжелая жидкость глушения (ТЖГ), способ приготовления ТЖГ и способ глушения скважин с использованием ТЖГ по патенту РФ №2365612 (опубл. 27.09.2009 г., МПК: C09K 8/42, C09K 8/528, C09K 8/54, C09K 8/84), который содержит, масс.%: хлорид кальция 13,3-21,9; нитрат кальция 13,3-21,9; хлорид цинка 52,55-72,1; хлорид натрия 0,5-2,35; бензоат натрия 0,80-1,30. Общими с заявляемым изобретением признаками является наличие в составе следующих компонентов: хлорид цинка и хлорид кальция.

Недостатком такого состава является его повышенная коррозионная активность, что требует дополнительную обработку ингибиторами коррозии и приводит к удорожанию и повышению токсичности раствора. Также недостатком является сложный для приготовления много компонентный состав технологической жидкости.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей с высокой плотностью, тяжелая жидкость глушения (ТЖГ), способ приготовления ТЖГ и способ глушения скважин с использованием ТЖГ (патент РФ №2423405, опубл. 10.07.2011 г., МПК: C09K 8/06, C09K 8/42), который содержит нитрат кальция 31,20-49,0 масс.%, хлорид цинка 0,20-37,59 масс.%, оксид цинка 0,01-1,80 масс.%, хлорид кальция - остальное. Коррозионная активность данного состава снижена за счет введения в него оксида цинка в количестве до 1,8 масс.%. Общими с заявляемым изобретением признаками является наличие следующих компонентов: хлорид цинка и хлорид кальция. Недостатком данного состава тяжелой технологической жидкости является высокая температура замерзания (до -25°С).

Из уровня техники известен состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, тяжелая жидкость глушения (ТЖГ), способ приготовления ТЖГ и способ глушения скважин с использованием ТЖГ по патенту РФ №2519019 (опубл. 10.06.2014 г., МПК: C09K 8/00, C09K 8/42), содержащий нитрат кальция (2,9-24,4 масс.%), хлорид кальция (25,7-40,8 масс.%), хлорид цинка (38,1-60,0 масс.%), оксид цинка (0,3-0,7 масс.%) и тиосульфат натрия (0,3-0,7 масс.%). Общими с заявляемым изобретением признаками являются следующие компоненты состава: хлорид кальция и хлорид цинка.

Однако в известном составе для приготовления технологической жидкости (патент РФ №2519019) минимальное значение температуры замерзания составляет -40°С, при этом наблюдается повышение скорости коррозии до 0,12 мм/год.

Известен состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, тяжелая жидкость глушения (ТЖГ), способ приготовления ТЖГ и способ глушения скважин с использованием ТЖГ по патенту РФ №2737597 (опубл. 01.12.20202, МПК: E21B 33/138, C09K 8/06, C09K 8/42). Состав тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, для приготовления которой использованы хлорид цинка, ингибитор коррозии, хлорид кальция, нитрат кальция и вода. Общими признаками с известным составом тяжелой технологической жидкости (по патенту РФ №2737597) является использование хлорида кальция и хлорида цинка для приготовления тяжелой технологической жидкости.

Недостатком данного состава является высокая скорость коррозии и сложность приготовления многокомпонентного состава тяжелой технологической жидкости.

Техническим результатом изобретения является обеспечение одновременно низких значений скорости коррозии (до 0,538 мм/год) и низкой температуры замерзания (ниже минус 35°C) тяжелой технологической жидкости, ее криостабильности, совместимости с пластовыми водами, расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, а также простоты изготовления из-за наличия малого количества компонентов в составе, что дополнительно обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений, при различных условиях и на различных месторождениях.

Технический результат достигается за счет того, что используется состав для приготовления тяжелой технологической жидкости с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С для глушения скважин, который включает хлорид кальция, хлорид цинка и ингибитор коррозии при следующих соотношениях компонентов, масс.%:

хлорид кальция 26,4-29,9 масс.%

хлорид цинка 63,3-67,2 масс.%

ингибитор коррозии 5,3-10,2 масс.%

Технический результат достигается за счет того, что тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин представляет собой водный раствор с плотностью от 1,32г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С, включающий:

хлорид кальция 20,5-22,5 масс.% хлорид цинка 48,9-50,2 масс.% ингибитор коррозии 4,0-8,0 масс.% вода остальное

Технический результат достигается за счет того, что используется способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, при котором в воде растворяют хлорид кальция в количестве от 20,5-22,5 масс.% от массы жидкости, затем в полученном растворе хлорида кальция растворяют хлорид цинка в количестве 48,9-50,2 масс.%, при этом количество воды обеспечивает плотность жидкости от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С, и в полученный раствор добавляют ингибитор коррозии в количестве от 4,0-8,0 масс.% от массы жидкости.

Технический результат достигается за счет того, что используется способ глушения скважин, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, представляющей собой водный раствор с плотностью от 1,32г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С, включающий:

хлорид кальция 20,5-22,5 масс.% хлорид цинка 48,9-50,2 масс.% ингибитор коррозии 4,0-8,0 масс.% вода остальное

Технический результат достигается за счет оптимального определения содержания трех компонентов для тяжелой технологической жидкости: хлорида кальция, хлорида цинка и ингибитора коррозии, что одновременно обеспечивает необходимую плотность (до 1,82 г/см³) жидкости глушения, соответствие ее всем необходимым требованиям: низкая скорость замерзания ниже минус 35°C, низкая скорость коррозии меньше и совместимость с пластовыми водами. Технический результат достигается за счет соблюдения оптимальных диапазонов содержания трех компонентов тяжелой технологической: хлорида кальция, являющегося утяжелителем, но при повышении содержания которого повышается температура замерзания и наблюдается несовместимость с пластовыми водами; хлорида цинка, компонента, влияющего на понижение температуры замерзания, но при повышении содержания которого увеличивается скорость коррозии, которая нерегулируема даже при повышении содержания ингибитора кислотной коррозии; и ингибитора коррозии, который в заявленных диапазонах имеет максимальный эффект по снижению скорости коррозии при наличие хлорида цинка.

В качестве ингибитора коррозии может содержаться ингибитор кислотной коррозии или смесь нескольких ингибиторов кислотной коррозии, например, Сонкор и/или роданид калия.

Заявленная тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин может содержать в составе различные облагораживающие добавки в зависимости от условий использования. Облагораживающие добавки могут влиять на значение плотности получающихся растворов. В связи с этим, при расчете количества воды для приготовления указанной жидкости для утяжеления раствора необходимо учитывать влияние той или иной добавки на плотность растворов, в которых она используется.

Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин может включать ингибитор солеотложений для улучшения совместимости с пластовыми водами продуктивных горизонтов без образования осадка, вызывающего кольматацию пласта и снижение притока пластового флюида в скважину.

В качестве ингибитора солеотложений может быть использована нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) или оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

Жидкости для глушения скважин могут быть приготовлены на основе технической, пресной либо пластовой воды, в которых могут содержаться растворенные примеси, дополнительно влияющие на значения скорости коррозии, либо могут вызывать локальные коррозионные повреждения. В частности, тяжелая технологическая жидкость может содержать в качестве ингибитора коррозии Сонкор и/или роданид калия.

Составы для приготовления тяжелых технологических жидкостей включают компоненты в сухом виде или, если компонент - жидкость (например, если в качестве ингибитора коррозии используется Сонкор 9510К), частично в жидком виде.

В состав тяжелой технологической жидкости возможно введение гидрофобизатора для снижения межфазного натяжения на границе жидкость глушения - нефть. Гидрофобизаторы позволяют уменьшить эффект набухания глинистого цемента при его контакте с жидкостью глушения на водной основе, ускорить вынос воды и жидкости глушения из мелких пор коллектора, снизить эффект смачиваемости поверхности пористой среды водной фазой. Водонасыщенность гидрофобизированных участков пласта резко падает, что увеличивает проницаемость по нефти. В качестве гидрофобизатора, например, используются различные производные алкилметилбензиламмоний хлорида. Наиболее часто используемые гидрофобизаторы в данной области техники: ИВВ-1 марка "З-40", Нефтенол К марка НК-40 (алкил С10-С16 метилбензиламмоний хлорид), VEPOTANOL WR 10 В (алкил-С10-С18-К,К-диметил-К-бензиламмоний хлорид), Ипроден ГФ-1 м.Б, РХП-10 марка ИОз и концентрат ГФ-1 м.В. В частности, в качестве гидрофобизатора может быть использован алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 масс.%.

При указанном массовом соотношении сухих солей обеспечивается растворение в воде в количестве, необходимом для обеспечения соответствующей плотности. Например, в пределах от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С. При этом меньшую плотность технологической жидкости можно обеспечить за счет ее разбавления водой. После добавления воды жидкость может быть дополнительно перемешана.

Оптимально проводить растворение компонентов ТЖГ при перемешивании. Перемешивание могут проводить и после растворения всех веществ для лучшего распределения ионов в объеме жидкости, например, в течение 4 часов.

В связи с возможным наличием в составе воды или солей кальция примесей, для уменьшения количества взвешенных частиц готовая тяжелая технологическая жидкость может быть отправлена на отстаивание. Отстаивание может проводиться в течение разного периода времени в зависимости от чистоты исходных соединений, например, в течение 24 часов. Время отстаивания может быть сокращено при стабильном качестве по количеству взвешенных частиц или при наличии системы принудительной фильтрации на линии выдачи жидкости. При отгрузке жидкости, например, в автоцистерны рекомендуется подавать жидкость из слива, расположенного не ниже 20 см над уровнем дна емкости.

Приведенные ниже примеры служат для иллюстрации изобретения, но не должны рассматриваться, как ограничивающие изобретение.

Пример 1. В 21,13 гр. (21,13 масс.%) пресной воды растворяли при перемешивании безводного хлорида кальция в количестве 20,87 гр. (20,87 масс.%). После полного растворения хлорида кальция растворяют хлорид цинка в количестве 50,0 гр. (50,0 масс.%), и в полученный раствор добавляют 8,0 гр. ингибитора коррозии - по 4 гр. Сонкор 9510К и 4 гр. роданида калия (8,0 масс.%).

Пример 2. В 25,3 гр. (25,3 масс. %) пресной воды растворяли при перемешивании безводного хлорида кальция в количестве 20,5 гр. (20,5 масс.%). После полного растворения хлорида кальция растворяют хлорид цинка в количестве 50,2 гр. (50,2 масс.%), и в полученный раствор добавляют 4 гр. ингибитора коррозии - по 2 гр. Сонкор 9510К и 2 гр. роданида калия (4,0 масс.%).

Пример 3. В 24,6 гр. (24,6 масс.%) пресной воды растворяли при перемешивании безводного хлорида кальция в количестве 22,5 гр. (22,5 масс.%). После полного растворения хлорида кальция растворяют хлорид цинка в количестве 48,9 гр. (48,9 масс.%), и в полученный раствор добавляют 4 гр. ингибитор коррозии - по 2 гр. Сонкор 9510К и 2 гр. роданида калия (4,0 масс.%).

При подготовке составов для приготовления тяжелой технологической жидкости массовые проценты соответственно рассчитываются через массы компонентов без учета воды.

Для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин использовали техническую воду, пресную воду либо пластовую воду месторождений АО «Мессояханефтегаз» (таблица 1), ООО «Газпромнефть-Хантос» (таблица 2), ООО «Газпромнефть-Заполярье» (таблица 3).

Таблица 1 - Ионный состав пластовой воды АО «Мессояханефтегаз» Свойства Единица измерения Величина 1. Общая минерализация мг/дм³ 15710,22 2. Содержание ионов: мг/дм³ Ca²⁺ 157,90 Mg²⁺ 111,10 Na⁺+K⁺ 5748,21 Cl^- 9043,90 SO₄^2- 4,90 HCO₃^- 708,40

Таблица 2 - Ионный состав пластовой воды ООО «Газпромнефть-Заполярье» Свойства Единица измерения Величина 1. Общая минерализация мг/дм³ 23699 2. Содержание ионов: мг/дм³ Ca²⁺ 5877,00 Mg²⁺ 1728,00 Na⁺+K⁺ 132,00 Ва²⁺ 11,00 Sr²⁺ 57,00 Cl^- 15400,00 SO₄^2- 36,00 HCO₃^- 458,00

Таблица 3 - Ионный состав пластовой воды ООО «Газпромнефть-Хантос» Свойства Единица измерения Величина 1. Общая минерализация мг/дм³ 13964 2. Содержание ионов: мг/дм³ Ca²⁺ 76,00 Mg²⁺ 29,00 Na⁺+K⁺ 5005,00 Ва²⁺ 23,00 Sr²⁺ 8,00 Cl^- 6736,00 SO₄^2- 13,00 HCO₃^- 2074,00

Коррозионная активность тяжелой технологической жидкости испытывалась на изделиях, выполненных из стали марки Ст20.

Результаты испытаний представлены в таблице 4.

Таблица 4 № п/п Свойства технологических жидкостей Плотность при 20°С, г/см³ Содержание КВЧ, мг/л Температура замерзания при выдержке 15 мин, °С Скорость коррозии стали (Ст 20), мм/год Совместимость с пластовыми водами при температуре 90°С в течение 3-х суток 1 1,803 168 ниже -37 0,0538 совместим 2 1,804 252 ниже -35 0,0762 совместим 3 1,810 216 ниже -35 0,0681 совместим

Результаты, приведенные в таблице 4, для тяжелой технологической жидкости (летней и зимней форм) для глушения скважин подтверждают достижение технического результата и для составов, предназначенных для приготовления тяжелой технологической жидкости. Облагораживающие добавки, в частности НТФ, являются инертными по отношению друг к другу и могут быть смешаны заранее до их растворения в воде. Таким образом, жидкость, полученная из заявленных составов сухих компонентов, будет обладать такими же физико-химическими свойствами, как и жидкость для глушения скважин.

Добавка производных алкилметиламмоний хлорида в качестве гидрофобизатора позволяет добиться снижения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - керосин», и повысить коэффициенты проницаемости по воде и по нефти.

Оценка совместимости с пластовыми водами проводилась путем смешивания пластовых вод (таблицы 1-3) с жидкостями глушения в соотношении 1:9, 5:5 и 9:1. В течение первых 30-ти минут визуально оценивалось наличие помутнения, образование осадка, расслоение. Все испытательные склянки подвергались термостатированию в течение 3-х суток при пластовой температуре (90°C). После термостатирования испытательные склянки охлаждались до комнатной температуры. Состояние проб оценивалось визуально. Использование указанных составов позволяет получить жидкость глушения, которая совместима с пластовыми водами разной степени минерализации.

Приведенные примеры описывают приготовление жидкостей с максимальной плотностью. Жидкости глушения с меньшим значением плотности могут быть приготовлены аналогичным образом либо путем разбавления.

Заявленные составы для приготовления ТЖГ, тяжелая технологическая жидкость (летняя и зимняя формы) характеризуются одновременно низкими значениями температуры замерзания, низкими значениями скорости коррозии, простоты приготовления и состава ТЖГ, подтверждает достижение технического результата при их использовании.

При глушении скважин заявленная тяжелая технологическая жидкость закачивается в скважину.

Таким образом, заявленная группа изобретений, включающая тяжелую жидкость для глушения скважин, составы и способы для ее приготовления и применения обеспечивают одновременно низкие значения скорости коррозии и низкие температуры замерзания (ниже минус 35°C) тяжелой технологической жидкости, а также расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, что обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин. Технический результат - обеспечение одновременно низких значений скорости коррозии (до 0,538 мм/год) и низкой температуры замерзания (ниже минус 35°C) тяжелой технологической жидкости, её криостабильности, совместимости с пластовыми водами, расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, а также простоты изготовления. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С для глушения скважин включает мас.%: хлорид кальция 26,4-29,9; хлорид цинка 63,3-67,2; ингибитор коррозии 5,3-10,2. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин представляет собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С, включающий, мас.%: хлорид кальция 20,5-22,5; хлорид цинка 48,9-50,2; ингибитор коррозии 4,0-8,0; воду - остальное. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 пр.

1. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С для глушения скважин, который включает хлорид кальция, хлорид цинка и ингибитор коррозии при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

хлорид кальция 26,4-29,9 хлорид цинка 63,3-67,2 ингибитор коррозии 5,3-10,2

2. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости по п. 1, в котором в качестве ингибитора коррозии содержится Сонкор и/или роданид калия.

3. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости по п. 1, в котором дополнительно содержится ингибитор солеотложений нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

4. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости по п. 1, в котором дополнительно содержится ингибитор солеотложений оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

5. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин, представляющая собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С, включающий, мас.%:

хлорид кальция 20,5-22,5 хлорид цинка 48,9-50,2 ингибитор коррозии 4,0-8,0 вода остальное

6. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 5, в которой в качестве ингибитора коррозии содержится Сонкор и/или роданид калия.

7. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 5, дополнительно содержащая ингибитор солеотложений нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

8. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 5, дополнительно содержащая ингибитор солеотложений оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

9. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 5, дополнительно содержащая гидрофобизатор алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 мас.%.

10. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, при котором в воде растворяют хлорид кальция в количестве от 20,5-22,5 мас.% от массы жидкости, затем в полученном растворе хлорида кальция растворяют хлорид цинка в количестве 48,9-50,2 мас.%, при этом количество воды обеспечивает плотность жидкости от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С, и в полученный раствор добавляют ингибитор коррозии в количестве от 4,0-8,0 мас.% от массы жидкости.

11. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 10, при котором в качестве ингибитора коррозии используют Сонкор и/или роданид калия.

12. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 10, при котором дополнительно добавляют ингибитор солеотложений нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

13. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 10, при котором дополнительно добавляют ингибитор солеотложений оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

14. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 10, при котором дополнительно добавляют гидрофобизатор алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 мас.%.

15. Способ глушения скважин, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, представляющей собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,82 г/см³ при 20°С, включающий, мас.%:

хлорид кальция 20,5-22,5 хлорид цинка 48,9-50,2 ингибитор коррозии 4,0-8,0 вода остальное

16. Способ глушения скважин, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, по п. 15, при котором в водный раствор тяжелой технологической жидкости в качестве ингибитора коррозии добавляют Сонкор и/или роданид калия.

17. Способ глушения скважин, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, по п. 15, при котором в водный раствор тяжелой технологической жидкости дополнительно добавляют ингибитор солеотложений нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

18. Способ глушения скважин, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, по п. 15, при котором в водный раствор тяжелой технологической жидкости дополнительно добавляют ингибитор солеотложений оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

19. Способ глушения скважин, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, по п. 15, при котором в водный раствор тяжелой технологической жидкости дополнительно добавляют гидрофобизатор алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 мас.%.