Технологическая жидкость для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин Советский патент 1991 года по МПК C09K7/04 

Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов, забуривания зумпфов, при перфорационных работах, подготовке скважин к ремонту путем глушения задавочной жидкостью с последующим освоением скважин, в том числе при кислотных обработках, а также при выполнении специальных работ при заканчивании и ремонте скважин.

Цель изобретения - повышение стабильности технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин при одновременном снижении ее загрязняющего действия.

Технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин ча основе водного раствора неорганической соли, в качестве которого используют аммонизированный раствор нитрата кальция - побочный продукт производства комплексных азотно- фосфорных удобрений (АРНК). с добавкой органического реагента при следующем соотношении ингредиентов, мас.% Органический реагент-стабилизатор0,5-5,0 АРНК Остальное

При необходимости следует вводить ингибиторы коррозии аминного типа в количестве 0,01-0,3 мас.%.

о

00

00

о

оэ

Аммонизированный раствор нитрата кальция образуется из тетрагидрата кальция, вымороженного из азотнокислых растворов, получающихся при разложении хибинского апатитового концентрата, после расплавления и нейтрализации газообразным аммиаком. В качестве постоянно сопутствующих веществ в растворе находятся азотнокислый аммоний, фосфаты, фториды. Аммонизированный раствор нитрата кальция имеет следующий состав, мас.%: Азотнокислый кальций35-53

Азотнокислый аммоний2-8

Избыточный аммиак0,1-2,0

Общий азот11-40

Примеси микроэлементов - меди, никеля, хрома, цинка, фтора, фосфора0,01-2,0

ВодаОстальное

Стабилизационный эффект для данной жидкости сопряжен с тем, что вводимые добавки интенсифицируют возникновение и увеличение до определенного предела сил электростатического отталкивания. Мицел- лообразование в суспензоидах является кооперативным процессом, а стабилизаторы останавливают его, фиксируя кластеры конечного размера. Поэтому экстремум предельной концентрации суспензии при добавках стабилизаторов полимерного типа смещается. Для используемой жидкости характерен высокий электрохимический потенциал между отдельными частицами, т.е. высокая поляризуемость двойного электрического слоя, являющаяся показателем ее высокой стабильности. Образуются ассо- циаты определенных размеров, геометрической конфигурации и структуры. Стабилизатор из водного раствора переходит в поверхностный слой на границу раздела твердая глобула - раствор. Адсорбированные на поверхности раздела молекулы стабилизатора являются центрами последующей ассоциации. Создается буферный слой на поверхности глобул. Очевидно, что кроме структурных сил (электрических, молекулярных), действующих в граничных слоях, проявляются сте- рические силы, действующие между поверхностями, которые возникают при адсорбции полимерных стабилизаторов из растворов. Здесь наблюдается силовой гистерезис и зависимость сил взаимодействия от времени. Неудержанные на поверхности труб молекулы ингибиторов коррозии соли- даризируют с молекулами стабилизаторов. Имеет место и снижение фильтрации рабочей жидкости в пласт, повышение ее стабильности во времени и понижения коррозионной активности к воздействию на

металлические поверхности от совместного применения стабилизаторов и ингибиторов. Такое явление объясняется спецификой химической основы технологической жидкос ги - аммонизированного раствора нитрата кальция. Ингибиторно-стабилизационные эффекты от присутствующих в жидкости примесных агентов: азотнокислого аммония, фосфатов и фторидов усиливают и закрепляют требуемые технологические свойства системы. Устойчивость образующейся структуры и возможность мобилизации системы с оперативным управлением и позволяют сохранить коллекторские свойства продуктивных пластов при осуществлении операций по заканчиванию и ремонту скважин, а также предотвратить коррозию и эррозию бурового оборудования. Затем установлено, что жидкость на основе АРНК.

имеет улучшенные гидродинамические характеристики по сравнению с жидкостями известных составов, что крайне важно при осуществлении технологических процессов. Приготовление технологической жидкости

путем смешения АРНК со стабилизатором (и ингибитором коррозии) производят в любой емкости, в которой можно обеспечить перемешивание жидкости, например с использованием осреднительной емкости или

цементировочного агрегата. Следует осуществить расчет компонентного состава технологической жидкости с учетом скважинных условий. Затем в интенсивно перемешиваемую жидкость постепенно всыпают (чтобы

не образовалось комков) сухие или вливают жидкие компоненты. Технология растворения должна быть такой, чтобы обеспечивалась циркуляция во всем объеме обрабатываемой жидкости без наличия застойных зон. При необходимости для создания условий скорейшего растворения стабилизатора или ингибитора коррозии предварительно они растворяются в отдельной емкости в разогретой до 60-80°С жидкой основе или в воде. В последнем случае вносят коррективы на возможное снижение плотности при смешении полученных растворов и неорганической основы.

Заполнение скважины жидкостью осуществляют по принятой на предприятии -технологии заканчивания и ремонта скважин. Если технологический процесс включает вытеснение из ствола скважины утяжеленного

глинистого раствора, то необходимым условием применения технологической жидкости является использование разделительной буферной пачки, объем которой исключает смешение растворов. В качестве таковой может применяться аммонизированный раствор с загустителем (модифицированный крахмал, реагенты группы ОЭЦ).

При глушении скважин, в которых возможны нефтегазоводопроявления в зону фильтра необходимо закачать загущенную буферную жидкость, препятствующую проникновению продукции в ствол скважины и последующему снижению уровня жидкости. Буферную жидкость закачивают в межтрубное пространство скважины вслед за порцией жидкости глушения, равной обьему лифтового оборудования, Продавка до уровня нижней точки НКТ или насоса производится также жидкостью глушения, Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии. При этом следует тщательно контролировать объемы закачиваемой жидкости глушения в скважину.

Примеры получения, определения показателей назначения и применения технологической жидкости.

Растворение полимерных реагентов в АРНК производится при постоянном перемешивании смеси в условиях разогрева до 70-90°С, контроль параметров жидкости при 20°С.

П р и м е р 1. Приготавливают жидкость смешением (в расчете на 1 л) 1492,5 г АРНК и 7,5 г крахмала (модифицированного для нефтяной промышленности). Смесь перемешивают с помощью лабораторной мэшалки со скоростью 1000 об./мин в течение 3 ч. После чего при 20°С определяют водородный показатель рН с использованием ионо- мера И-130, фильтрацию (водоотдачу) - ВМ-6, плотность-пикнометра, пластическую вязкость и динамическое напряжение сдвига - ВСН-3, условную вязкость ВБР-1.

П р и м е р 2. Приготавливают жидкость смешением (в расчете на 1 л) 1380 г АРНК и 120 г крахмала. Подготовку жидкости к применению и контроль параметров осуществляют аналогично описанию в примере 1.

П р и м е р 3. Приготавливают жидкость .смешением (в расчете на 1 л) 1492,5 г АРНК и 7,5 г оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ). Смесь перемешивают с помощью лабораторной мешалки со скоростью 1000 об./мин в течение 1 ч. Контроль параметров осуществляют аналогично примеру 1.

Результаты даны в табл.1.

П р и м е р 4. Приготавливают жидкость смешением (в расчете на 1 л) 1425 г АРНК и 75 г ОЭЦ. Подготовку жидкости к применению и контроль параметров осуществляют аналогично описанию в примере 3.

П р и м е р 5. Приготавливают жидкость путем смешения (в расчете на 1 л) 1492,5 г АРНК и 7,5 г поливинилового спирта (ПВС).

Смесь перемешивают с помощью лабораторной мешалки со скоростью 1000 об. /мин в течение 6 ч. Контроль параметров осуществляют аналогично примеру 1, Пример 6. Приготавливают жидкость

путем смешения (в расчете на 1 л) 1425 г АРНК и 75 г ПВС. Подготовку жидкости к применению и контроль параметров осуществляют аналогично описанию в примере 5.

0

Результаты по примерам 1-6 даны в табл.1.

В табл.1 представлены также результаты контроля параметров и составы данной

5 жидкости для эаканчивания и ремонта скважин на основе АРНК одной из промышленных партий.

Испытания показывают, что жидкость отличается высокой стабильностью техно0 логических свойств в сравнении с обычным буровым раствором и раствором чистого нитрата кальция. При этом химобработку жидкости проводят при повышенной температуре (90°С), когда обычные типы буровых

5 растворов и жидкостей глушения требуют для поддержания свойств значительного увеличения в количественном отношении химобработок. У данной жидкости, как это видно изданных табл.1, обеспечивается аы0 сокая стабильность свойств при значительно меньших количественных затратах реагентов.

П р и м е р 7. На серийной установке УИПК-Ш на идентичных образцах изучают

5 влияние технологической жидкости на проницаемость пласта сравнительно с другими типами растворов, используемых при работах в области продуктивной зоны пласта. Применяют образцы длиной 60 мм и диа0 метром 30 мм из песка. Продукцию скважин имитируют очищенным трансформаторным маслом с установленной зависимостью его вязкости от температуры.

Образец устанавливают в кернодержа5 теле, который имеет полость для жидкости и снабжен системой подо рева от термостата, и создают боковой гидрообжим при давлении 10 МПа. Разогревают систему до температуры, равной температуре на забое

0 скважины (90°С), и, прокачивая масло через образец в одном направлении, определяют его начальную проницаемость. Затем в полости кернодержателя заменяют масло исследуемой жидкостью состава, мас.%:

5 азотнокислый кальций 40, азотнокислый аммоний 5, избыточный аммиак 0,2, общий азот 14, примеси микроэлементов 0,8, вода остальное (аналогично проводят изучение жидкостей других составов, которые приводятся в табл.1) и под давлением в 3 МПа.

наиболее часто встречающимся в практике глушения скважин, воздействуют потоком жидкости на керн в направлении, противоположном прокачке масла. Прокачивая через образец масло в первоначальном направлении, снова определяют его проницаемость. Степень изменения проницаемости керна оценивают по коэффициенту восстановления проницаемости.

Результаты исследований восстанавливаемости фильтрации через керны после фильтрации растворов (рассолов) приведены в табл.2.

Анализ данных говорит о том, что аммонизированный раствор нитрата кальция обеспечивает наибольшую восстанавливаемость пласта по сравнению с обычным глинистым раствором и известными типами безглинистых солевых жидкостей глушения. Следовательно, применение технологической жидкости на основе аммонизированного раствора нитрата кальция способствует сохранению коллекторских свойств пласта.

Примере. Осуществляют оценку структурно-механических параметров жидкостей, состоящих из аммонизированного раствора нитрата кальция. Структурно-реологические свойства определяют с использованием прибора ВСН-3, фильтрационные - ВМ-6, водородный показатель рН - иономе- ра ЗВ-74.

Сведения по результатам исследований представлены в табл.3.

Данные свидетельствуют об удовлетворительных для практики свойствах технологической жидкости. Она легко поддается регулированию структурно-реологических свойств и водоотдачи в пределах составов АРНК.

П р и м е р 9. Выполняют оценку коррозионной активности используемой технологической жидкости по отношению к трубным сталям гравиметрическим методом. Он основан на определении скорости коррозии по убыли массы образцов - свидетелей, помещенных в испытываемые среды.

Исследования осуществляют с образцами, вырезанными механическим способом с помощью фрезерной установка. Торцовые и плоские поверхности отшлифовывались у образцов до б класса чистоты. Образцы предварительно маркируют - на каждом выбивают номер и условные обозначения марки стали. Применяют образцы размером 95x15x2 мм с общей площадью поверхности O.OQ329 м2. Подготовку образцов заканчивают обезжириванием их спиртом, затем ацетоном и сушкой. После этого устанавливают вес образцов - свидетелей на аналитических весах. Образцы размещают на стеклянных этажерках внутри специальных

сосудов-пробирок с пробками на шлифах. Сосуды-пробирки располагают в термошкафу при 90°С.

После окончания определенного срока (например, 35 сут) образцы обследуют в первую очередь визуально. Затем образцы очищают от продуктов коррозии механической очисткой, промывкой и, в случае необходимости, протравливают в ингибированной соляной кислоте, а далее снова взвешивают

с прежней точностью.

Результаты испытаний представлены в табл.4.

Технологическая жидкость проявляет пониженную коррозионную активность в

сравнении с обычным буровым раствором и чистым раствором по отношению к металлическим поверхностям труб и оборудования. Эта характеристика легко может быть улучшена с применением ингибиторов.

Формула изобретения

1.Технологическая жидкость для за- канчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин на основе водного раствора неорганических солей, включающая органический реагент стабилизатор, отличающаяся тем, что, с целью повышения стабильности при одновременном снижении загрязняющего действия, она содержит в качестве водного раствора неорганиче- ских солей аммонизированный раствор нитрата кальция - побочный продукт производства комплексных азотно-фосфорных удобрений при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Органический реагент

стабилизатор0,5-5,0

Аммонизированный раствор нитрата кальция - побочный продукт производства

комплексных азотно-фосфорных удобренийОстальное

2.Жидкость по п. 1,отличающая с я тем, что в качестве органического реагента стабилизатора она содержит крахмал или оксиэтилцеллюлозу или поливиниловый спирт.

3.Жидкость по пп.1 и2,отличаю- щаяся тем, что она дополнительно содержит ингибитор коррозии аминного типа в количестве 0,01-0,3% от общей массы жидкости.

Раствор Са(КО,)г

Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и м.б. использовано для-вскрытия продуктивных пластов, забуривания зумпфов, Цель - повышение стабильности жидкости при одновременном снижении ее загрязняющего действия. Жидкость содержит следующие ингредиенты при их соотношении. мас.%: органический реагент стабилизатор 0,5-5,0, аммонизированный растрор нитрата кальция - побочный продукт производства комплексных азотно-фосфорных удобрений остальное. В качестве органического реагента стабилизатора возможно использование крахмала или оксиэтилцеллюлозы или поливинилового спирта. Жидкость также содержит ингибитор коррозии аминного типа в кол-ве 0,01 - до 0,3% от общей массы Жидкость готовят путем смешения входящих в нее ингредиентов. Для данной жидкости характерен высокий электрохимический потенциал между отдельными частицами. Заполнение скважины жидкостью осуществляют по принятой на предприятии технологии закачивания и ремонта скважин. 2 з.п. ф-лы, 4 табл. СП С

Аммонизированный раствор нитрата кальция

36 Раствор Ca(NO,)j

Аммонизированный раствор тгграта кальция

Аммонизированный раствор нитрата кальция

ПВС, ингибитор 3,0

нитрата кальция, образец 1 (азотнокислый кальций 401, азотнокислый аммоний 52, избыточный аммиак 0,22, обпнй азот I4Z, принеся микроэлементов 0,82, вода остальное)1,53 90

Аммонизированный раствор нитрата кальция, образец 2 (азотнокислый кальций 357., азотнокислый аммоний Ј7, избыточный аммиак 2Z, обпий азот 602, примеси микроэлементов 2Х, вола остальное)1,43 75

Аммонизированный раствор нитрата кальция, образец 3 (аэотно, лый кальций 531, аэотг ..кислый аммоний 21, избыточный аммиак 0,12, обвснй азот IIZ, примеси мнкроэленеятоа 0,Oil, вода остальное) 1, 90

Раствор Ca(NO,)j (23Z) NH,NO, (102) + избыточный аминах (32) овций азот (8Z) + примеси микроэлементов (отсутств.) + вода

(остальное)1,211 75

0Раствор Ca(NO,)j (551) + MHVNOj (It) + нэбыточн. аммиак (0,051) 4 овяхй азот (10Z) принеси микроэлементов (отсут.) + иода (остальное)1,6(1 90

1Аммонизированный раствор нитрата кальция, образец 1 ингнбятор СЯПХ-60С2

(150 г/м )1,52 90

2 Аммонизированный раствор нитрата кальция, образец I ингибитор СНГГХ-6002

(150 г/м ) + крахмал модифицирований (2Z)1,5290

Аммонизированный раствор нитрата кальция, образец 1 крахмал моднфицировйв- ный (21)1,5290

Аммонизированный раствор нитрата кальция, образец

оксиэтилцеллюлоза (12) 1,5390

Аммонизированный раствор нитрата кальция, образец I t ингибитор СНПХ-6002 (150 г/м1) + оксиэтялцеллю- лоза (1Z)1,5190

Аммонизированный раствор

нитрата кальция, образец

поливиниловый спирт (0,51) t,5090

Аммонизированный раствор нитрата кальция, образец 1 ингибитор коррозия СНГД-6002 (150 г/м )

поливиниловый спирт (0,52) 1,5(1 90

205

89

230

87

90 75

79 90

I 95

92 90

93 38

91

ческой оды.

П р и и е ч

iiiiiii- - i1 i

а я и е. Испытания проводились в течение 35 сут{ добавки в АРНК понизителей водоотдачи практически не изменяют коррозионные свойства жидкостей.