Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью Российский патент 2024 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.

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. Соотношение хлорида кальция к нитрату кальция составляет 1:1 либо 2:1. Общими с заявляемым изобретением признаками является наличие в составе следующего компонента: хлорид кальция.

Недостатком такого состава является его повышенная коррозионная активность, что требует дополнительную обработку ингибиторами коррозии и приводит к удорожанию и повышению токсичности раствора, а также наличие более сложного состава жидкости.

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. %). В изобретении предлагается использование хлорида кальция к нитрату кальция в соотношениях от 1,5:1 до 3:1 для снижения энергозатрат за счет увеличения скорости растворения состава в связи с повышением температуры при растворении хлоридов металлов, взятых в больших соотношениях. Общими с заявляемым изобретением признаками являются следующие компоненты состава: хлорида кальция.

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. Решением данной проблемы является разработка собственных составов и самостоятельное приготовление тяжелой жидкости глушения на растворно-солевых узлах. Кроме того, состав данной технологической жидкости содержит большее количество компонентов, следовательно, является более сложным в приготовлении.

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. 01.12.2020, МПК: Е21В 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.

Недостатком известной технологической жидкости по патенту РФ №2737597 является недостаточно низкая скорость коррозии, многокомпонентный сложный состав тяжелой технологической жидкости.

Техническим результатом изобретения является обеспечение одновременно низких значений скорости коррозии, низкой температуры замерзания (ниже минус 35°С) тяжелой технологической жидкости, криостабильности, расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, обеспечение универсальности, что дополнительно обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений, при различных условиях и на различных месторождениях, а также одновременное обеспечение безопасности и простоты приготовления из-за наличия кальций-аммоний нитрата, малого количества компонентов в составе при сохранении фильтрационных характеристик скважин при повторном вводе в эксплуатацию за счет наличия кальций-аммоний нитрат в составе.

Технический результат достигается за счет того, что состав для приготовления тяжелой технологической жидкости с плотностью от 1,32 г/см3 до 1,62 г/см3 при 200С для глушения скважин включает кальций-аммоний нитрат, хлорид кальция, ингибитор коррозии при следующих соотношениях компонентов, масс. %:

кальций-аммоний нитрат 66,1-73,0 хлорид кальция 24,8-32,0 ингибитор коррозии 1,4-2,2.

Технический результат достигается за счет того, что тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин представляет собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,62 г/см³ при 20°С включает:

кальций-аммоний нитрат 45,0-50,5 масс. % хлорид кальция 17,2-22,0 масс. % ингибитор коррозии 1,0-1,5 масс. % вода остальное.

Технический результат достигается за счет того, что реализуется способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, при котором в воде растворяют кальций-аммоний нитрат в количестве от 45,0-50,5 масс. % от массы жидкости, затем в полученном растворе кальций-аммоний нитрата растворяют хлорид кальция в количестве от 17,2-22,0 масс. %, при этом количество воды обеспечивает плотность жидкости от 1,32 г/см³ до 1,62 г/см³ при 20°С, и в полученный раствор добавляют ингибитор коррозии в количестве от 1,0-1,5 масс. % от массы жидкости.

Технический результат достигается за счет того, что реализуется способ глушения скважин, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, представляющей собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,62 г/см³ при 20°С, включающий:

кальций-аммоний нитрат 45,0-50,5 масс. % хлорид кальция 17,2-22,0 масс. % ингибитор коррозии 1,0-1,5 масс. % вода остальное.

Технический результат достигается за счет оптимального определения содержания компонентов для тяжелой технологической жидкости летней формы, что одновременно обеспечивает необходимую плотность (до 1,62 г/см³) жидкости глушения, соответствие ее всем необходимым требованиям: низкая скорость замерзания (ниже минус 35°C), низкая скорость коррозии, соответствующая требованиям, совместимость с пластовыми водами.

Использование в качестве утяжелителя не индивидуального вещества нитрата кальция, а смеси солей с использованием кальций-аммоний нитрат обеспечивает стабильность ТЖГ и соответствие всем необходимым требованиям. Также кальций-аммоний нитрат препятствует набухаемости глинистых компонентов пластовой породы, что положительно влияет на восстановление фильтрационных характеристик скважин при выводе их на режим из глушения, а также обладает свойством пожаро- и взрывобезопастности, что повышает безопасность работ при приготовлении тяжелой технологической жидкости, при ее хранении и использовании.

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 "3-40", 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 1,62 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 30,8 гр. (30,8 масс.%) пресной воды растворяли при перемешивании безводного кальций-аммоний нитрат в количестве 50,5 гр. (50,5 масс.%). После полного растворения кальций-аммоний нитрата растворяют хлорид кальция в количестве 17,2 гр. (17,2 масс.%), и в полученный раствор добавляют 1,5 гр. ингибитора коррозии - Сонкор 9510К (1,5 масс.%).

Пример 2. В 32 гр. (32 масс. %) пресной воды растворяли при перемешивании безводного кальций-аммоний нитрат в количестве 47 гр. (47,0 масс.%). После полного растворения кальций-аммоний нитрата растворяют хлорид кальция в количестве 20 гр. (20,0 масс.%), и в полученный раствор добавляют 1 гр. ингибитора коррозии - Сонкор 9510К (1,0 масс.%).

Пример 3. В 32 гр. (32 масс.%) пресной воды растворяли при перемешивании безводного кальций-аммоний нитрат в количестве 45 гр. (45,0 масс.%). После полного растворения кальций-аммоний нитрата растворяют хлорид кальция в количестве 22 гр. (22,0 масс. %), и в полученный раствор добавляют 1 гр. ингибитор коррозии - Сонкор 9510К (1,0 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).

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

Результаты испытаний представлены в таблице 4.

Результаты, приведенные в таблице 4, для тяжелой технологической жидкости (летней формы) 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°С). 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 форма) 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 жидкость по любому из ее вариантов закачивается в скважину.

Таким образом, заявленная группа изобретений, включающая тяжелую жидкости для глушения скважин, составы и способы для ее приготовления и применения обеспечивают одновременно низкие значения скорости коррозии, низкую температуру замерзания (ниже минус 35°С) тяжелой технологической жидкости, криостабильность, расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, обеспечивают универсальность, что дополнительно обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений, при различных условиях и на различных месторождениях, а также одновременное обеспечение безопасности и простоты изготовления из-за наличия малого количества компонентов в составе и сохранении фильтрационных характеристик скважин при повторном вводе в эксплуатацию за счет наличия кальций-аммоний нитрата в составе.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин. Технический результат - обеспечение низких значений скорости коррозии, низкой температуры замерзания тяжёлой технологической жидкости, криостабильности, применение тяжёлой технологической жидкости в широком диапазоне пластовых давлений, в том числе в условиях аномально высоких пластовых давлений и в условиях низких температур Крайнего Севера, безопасность и простота приготовления. Состав для приготовления тяжёлой технологической жидкости с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,62 г/см³ при 20°С для глушения скважин содержит, мас.%: кальций-аммоний нитрат 66,1-73,0; хлорид кальция 24,8-32,0; ингибитор коррозии 1,4-2,2. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 пр.

1. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,62 г/см³ при 20°С для глушения скважин, который включает кальций-аммоний нитрат, хлорид кальция, ингибитор коррозии при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

кальций-аммоний нитрат 66,1-73,0 хлорид кальция 24,8-32,0 ингибитор коррозии 1,4-2,2.

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. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости по п. 1, в котором дополнительно содержится гидрофобизатор алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 мас.%.

6. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин, представляющая собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,62 г/см³ при 20°С, включающий, мас.%:

кальций-аммоний нитрат 45,0-50,5 хлорид кальция 17,2-22,0 ингибитор коррозии 1,0-1,5 вода остальное.

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

8. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 6, дополнительно содержащая ингибитор солеотложений нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

9. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 6, дополнительно содержащая ингибитор солеотложений оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

10. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 6, дополнительно содержащая гидрофобизатор алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 мас.%.

11. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, при котором в воде растворяют кальций-аммоний нитрат в количестве от 45,0-50,5 мас.% от массы жидкости, затем в полученном растворе кальций-аммоний нитрата растворяют хлорид кальция в количестве от 17,2-22,0 мас.%, при этом количество воды обеспечивает плотность жидкости от 1,32 г/см³ до 1,62 г/см³ при 20°С, и в полученный раствор добавляют ингибитор коррозии в количестве от 1,0-1,5 мас.% от массы жидкости.

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

13. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 11, при котором дополнительно добавляют ингибитор солеотложений нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

14. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 11, при котором дополнительно добавляют ингибитор солеотложений оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

15. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 11, при котором дополнительно добавляют гидрофобизатор алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 мас.%.

16. Способ глушения скважин, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, представляющей собой водный раствор с плотностью от 1,32 г/см³ до 1,62 г/см³ при 20°С, включающий, мас.%:

кальций-аммоний нитрат 45,0-50,5 хлорид кальция 17,2-22,0 ингибитор коррозии 1,0-1,5 вода остальное.

17. Способ глушения скважин по п. 16, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, при котором тяжелая технологическая жидкость в качестве ингибитора коррозии содержит Сонкор и/или роданид калия.

18. Способ глушения скважин по п. 16, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, при котором в тяжелую технологическую жидкость дополнительно добавляют ингибитор солеотложений нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

19. Способ глушения скважин по п. 16, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, при котором в тяжелую технологическую жидкость дополнительно добавляют ингибитор солеотложений оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) в пределах от 0,01 до 0,02 мас.%.

20. Способ глушения скважин по п. 16, включающий закачку в скважину тяжелой технологической жидкости, при котором в тяжелую технологическую жидкость дополнительно добавляют гидрофобизатор алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 мас.%.