состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин

Классы МПК:C09K8/00 Составы для бурения скважин; составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ
C09K8/42 составы для цементирования, например для цементирования обсадных труб буровых скважин; составы для закупоривания, например для глушения скважин
Автор(ы):, ,
Патентообладатель(и):Рябоконь Сергей Александрович (RU)
Приоритеты:
подача заявки:
2013-03-12
публикация патента:

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в многопластовых скважинах, имеющих разное пластовое давление и проницаемость пластов. Технический результат - совместимость растворов с пластовыми водами, отсутствие осадка при разбавлении растворов пластовыми водами, исключение необратимой кольматации пор пласта твердыми частицами, низкие кристаллизация и коррозия растворов, снижение энергозатрат за счет увеличения скорости растворения состава в связи с повышением температуры при растворении хлоридов металлов. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит, масс.%: хлорид кальция 25,7-40,8; нитрат кальция 12,9-24,4; хлорид цинка 38,1-60,0; оксид цинка 0,3-0,7; тиосульфат натрия 0,1-0,7. 1 табл., 7 пр.

Формула изобретения

Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция, хлорид цинка и оксид цинка, отличающийся тем, что дополнительно содержит тиосульфат натрия при следующих соотношениях компонентов, масс.%:

Хлорид кальция25,7-40,8
Нитрат кальция 2,9-24,4
Хлорид цинка 38,1-60,0
Оксид цинка 0,3-0,7
Тиосульфат натрия 0,3-0,7

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в многопластовых скважинах, имеющих разное пластовое давление и проницаемость пластов.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, 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 (RU 2365612, С09К 8/42, 2009).

Недостатком такого состава является повышенная коррозионная активность жидкостей на его основе, что требует их дополнительной обработки ингибиторами коррозии, которые, в свою очередь, повышают токсичность раствора.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который содержит, масс.%: нитрат кальция 31,20-49,0; хлорид цинка 0,20-37,59; оксид цинка 0,01-1,80; хлорид кальция - остальное (RU 2423405, С09К 8/06, С09К 8/42, 2011).

Коррозионная активность жидкости на основе данного состава снижена за счет введения в него оксида цинка в соотношении до 1,8 мас.%. Однако из-за нерастворимости оксида цинка в воде при приготовлении жидкости из данного состава с повышенным содержанием оксида цинка до 1,8% в растворе появляются дополнительные центры кристаллизации, что ведет к ее ускорению и, как итог, значительному повышению температуры кристаллизации раствора, что препятствует его использованию в условиях низких температур. При снижении содержания оксида цинка до 0,01% температура кристаллизации снижается, но повышается коррозионная активность раствора. Кроме того, данный состав с пластовыми водами образует значительный осадок, отрицательно влияющий на продуктивность пласта.

Задачей, поставленной перед заявляемым изобретением, является разработка рецептуры состава для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, обеспечивающего наряду с низкой коррозионной активностью низкую температуру кристаллизации, что позволяет использовать его при глушении и ремонте скважин в районах Крайнего Севера и Сибири. Кроме того, поставлена задача совместимости жидкости, приготовленной из состава, с пластовыми водами без образования осадка, кольматирующего продуктивный пласт скважины и снижающего приток нефти и газа.

Поставленная задача решается тем, что состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция, хлорид цинка и оксид цинка, дополнительно содержит тиосульфат натрия при следующих соотношениях компонентов, масс.%:

Хлорид кальция25,7-40,8
Нитрат кальция 12,9-24,4
Хлорид цинка 38,1-60,0
Оксид цинка 0,3-0,7
Тиосульфат натрия 0,3-0,7

Совокупность существенных признаков заявляемого состава обеспечивает получаемому из него раствору следующий технический результат: низкую коррозионную активность в сочетании с низкой температурой кристаллизации, требуемой для составов, используемых в районах Крайнего Севера и полную совместимость с пластовыми водами без образования осадка. Указанный технический результат достигается за счет синергетического эффекта от взаимодействия тиосульфата натрия с компонентами состава, при котором происходит связывание ионов металлов в растворе в очень устойчивые растворимые комплексные ионы, не дающие осадка при смешивании с пластовыми водами, а также снижающие коррозионную активность раствора и температуру его кристаллизации.

Процесс приготовления заявляемого состава производится путем смешения компонентов. Приготовление технологических жидкостей производится путем растворения сухой композиции полученного состава в пресной воде.

Примеры приготовления технологических жидкостей

Пример 1 (сравнительный). В стакане с механической мешалкой в соотношении 1:1 смешивали 312 г хлорида кальция и 312 г нитрата кальция, 358 г хлорида цинка и 18 г оксида цинка (масс.%: 31,2: 31,2: 35,8:1,4). Полученный состав растворяли в 375 мл пресной воды. Получившиеся 774 мл рассола плотностью 1,8 г/см3 испытывали на коррозионную активность, кристаллизацию, условную вязкость, совместимость с пластовыми водами в соответствии с применяющимися методиками. Результаты испытаний представлены в таблице 1 (состав 1).

Пример 2. В механической мешалке смешивали 408 г хлорида кальция и 204 г нитрата кальция (в соотношении 2:1), 381 г хлорида цинка, 3 г оксида цинка и 3 г тиосульфата натрия (масс.%: 40,8:20,4:38,1:0,3:0,3). Полученный состав растворяли в 414,2 мл пресной воды. Получившиеся 831,9 мл рассола плотностью 1,7 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 3. В механической мешалке смешивали 406 г хлорида кальция и 203 г нитрата кальция (в соотношении 2:1), 381 г хлорида цинка, 5 г оксида цинка и 5 г тиосульфата натрия (масс.%: 40,6:20,3:38,1:0,5:0,5). Полученный состав растворяли в 333 мл пресной воды. Получившиеся 761,9 мл рассола плотностью 1,75 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 4. В механической мешалке смешивали 385 г хлорида кальция и 192 г нитрата кальция (в соотношении 2:1), 413 г хлорида цинка, 5 г оксида цинка и 5 г тиосульфата цинка (масс.%: 38,5:19,2:41,3:0,5:0,5). Полученный состав растворяли в 308,2 мл пресной воды. Получившиеся 726,8 мл рассола плотностью 1,8 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 5. В механической мешалке смешивали 257 г хлорида кальция и 129 г нитрата кальция (в соотношении 2:1), 600 г хлорида цинка, 7 г оксида цинка и 7 г тиосульфата натрия (масс.%: 25,7:12,9:60:0,7:0,7). Полученный состав растворяли в 302,42 мл пресной воды. Получившиеся 685,5 мл рассола плотностью 1,9 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 6. В механической мешалке смешивали 365 г хлорида кальция и 244 г нитрата кальция (в соотношении 1,5:1), 381 г хлорида цинка, 5 г оксида цинка и 5 г тиосульфата натрия (масс.%: 36,5:24,4:38,1:0,5:0,5). Полученный состав растворяли в 408,4 мл пресной воды. Получившиеся 828,5 мл рассола плотностью 1,7 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Пример 7. В механической мешалке смешивали 456 г хлорида кальция и 152 г нитрата кальция (в соотношении 3:1), 382 г хлорида цинка, 5 г оксида цинка и 5 г тиосульфата натрия (масс.%: 45,6:15,2:38,2:0,5:0,5). Полученный состав растворяли в 408,4 мл пресной воды. Получившиеся 822,2 мл рассола плотностью 1,713 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.

Результаты испытаний составов 1-7 представлены в таблице 1.

Таблица 1
СоставПлотность при 20°C, г/см рН водного раствора (1:10) Температура кристаллизации, °ССкорость коррозии при температуре 100°C, мм/год Совместимость с пластовыми водами при температуре 90°C в течение 6 час, % объем. осадка
Состав 1 - прототип1,8 5,83-190,056 15
состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для   заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, патент № 2519019 состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для   заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, патент № 2519019 состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для   заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, патент № 2519019 состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для   заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, патент № 2519019 состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для   заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, патент № 2519019
Состав 2 1,75,97-36 0,061Не образ. осадка
Состав 31,75 5,7-38 0,070Не образ. осадка
Состав 41,85,66 -320,078 Не образ. осадка
Состав 5 1,95,3 -400,120Не образ. осадка
Состав 6 1,75,9-36 0,047Не образ. осадка
Состав 71,713 5,98-35 0,064Не образ. осадка

Совместимость растворов с пластовыми водами проверена путем смешения отстоявшихся растворов в равных объемных долях с пластовыми водами, например, Приобского месторождения и Усть-Балыкского месторождения, имеющих наиболее распространенную степень минерализации, при температуре 90°С в течение 6 час.

По данным, приведенным в таблице 1, можно отметить, что использование заявляемого состава позволяет получить растворы с более низкой кристаллизацией по сравнению с прототипом, низкой коррозией, без образования осадка при разбавлении с пластовыми водами. Применение состава для приготовления растворов, совместимых с пластовыми флюидами любой степени минерализации и ионного состава, позволяет исключить необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

Кроме того, при приготовлении раствора достигается снижение энергозатрат за счет увеличения скорости растворения состава в связи с повышением температуры при растворении хлоридов металлов, взятых в больших соотношениях, например хлорид кальция к нитрату кальция: от 1,5:1 до 3:1, по сравнению с аналогами, в которых соотношение хлорида кальция к нитрату кальция составляет 1:1.

Класс C09K8/00 Составы для бурения скважин; составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ

состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) -  патент 2529351 (27.09.2014)
селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах -  патент 2529080 (27.09.2014)
способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления -  патент 2528803 (20.09.2014)
водные пенообразующие композиции с совместимостью с углеводородами -  патент 2528801 (20.09.2014)
способ снижения вязкости углеводородов -  патент 2528344 (10.09.2014)
применение алк (ен) ил олигогликозидов в процессах с повышенным извлечением нефти -  патент 2528326 (10.09.2014)
усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта -  патент 2528186 (10.09.2014)
состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины -  патент 2527996 (10.09.2014)
полимерный материал для проппанта и способ его получения -  патент 2527453 (27.08.2014)
состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах -  патент 2527443 (27.08.2014)

Класс C09K8/42 составы для цементирования, например для цементирования обсадных труб буровых скважин; составы для закупоривания, например для глушения скважин

жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения -  патент 2527102 (27.08.2014)
технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин -  патент 2515626 (20.05.2014)
модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта -  патент 2506298 (10.02.2014)
процесс синтеза сополимеров -  патент 2505547 (27.01.2014)
жидкость для глушения скважин -  патент 2499019 (20.11.2013)
композиция пеногасителя и способы ее получения и применения -  патент 2495901 (20.10.2013)
способ обработки призабойной зоны пласта -  патент 2494244 (27.09.2013)
герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине -  патент 2493189 (20.09.2013)
блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин -  патент 2487909 (20.07.2013)
состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин -  патент 2483092 (27.05.2013)
Наверх