состав для эксплуатации и ремонта нагнетательных скважин

Формула изобретения

Состав для эксплуатации и ремонта скважин, включающий ингибитор коррозии пленочного типа на основе аминов, углеводородную фазу и загущающий агент, отличающийся тем, что при использовании для нагнетательных скважин он содержит в качестве углеводородной фазы спиртовую фракцию производства капролактама СФПК, а в качестве загущающего агента - масло "ПОД" при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Масло "ПОД" - 9,5 - 79,6

Указанный ингибитор коррозии - 0,5 - 5,0

СПФК - Остальноео

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым в технологических процессах освоения, эксплуатации и ремонта скважин.

Известны составы для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважинах, включающие углеводородную, загущающий агент и целевую добавку (патент РФ 2016041, кл. С 09 К 7/06). Однако высокая плотность данного состава препятствует использованию его в нагнетательных скважинах, работающих без пакера. При этом использование нефти в качестве углеводородной фазы делает применение данного состава экономически нецелесообразным, а входящие в него метанол, или этанол, или изопропанол делают указанный состав экологически опасным.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков к предлагаемому изобретению является состав, содержащий углеводородную, водную и твердую фазы, эмульгатор-стабилизатор, поглотитель кислых газов и ингибитор коррозии (патент РФ 2167181, кл. С 09 К 7/06). Однако наличие в данном составе водной фазы приводит к его расслоению при хранении и колебаниях температур. Использование в данном составе в качестве углеводородной фазы нефти или продуктов ее переработки является экономически нецелесообразным, а плотность состава, превышающая 0,9 г/см³, препятствует его использованию в нагнетательных скважинах при осуществлении различных технологических процессов.

Задачей заявляемого изобретения является получение композиции, состав которой обеспечивал бы возможность ее использования для осуществления различных технологических процессов в нагнетательных скважинах при достаточной экономической эффективности и экологической безопасности.

Поставленная задача решается путем того, что состав для эксплуатации и ремонта скважин, включающий ингибитор коррозии пленочного типа на основе аминов, углеводородную фазу и загущающий агент, в отличие от прототипа при использовании для нагнетательных скважин содержит в качестве углеводородной фазы спиртовую фракцию производства капролактама СФПК, а в качестве загущающего агента - масло "ПОД" при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: масло "ПОД" 9,5-79,6; указанный ингибитор коррозии 0,5-5,0; СФПК остальное. СФПК представляет собой крупнотоннажный отход производства капролактама и производится согласно ТУ 2433-017-00205311-99. Масло "ПОД" также является отходом производства капролактама (ТУ 2433-016-00205311-99).

Технический результат, получаемый при использовании предлагаемого состава, заключается в следующем. Как показали проведенные исследования, плотность данной композиции при указанном соотношении ингредиентов позволяет использовать ее для консервации, глушения и для защиты от коррозии затрубного пространства нагнетательных скважин, работающих без пакера. При этом повышается защитный эффект состава по сравнению с эффективностью отдельных входящих в него ингредиентов (см. Таблица 1 и Таблица 2). При указанном соотношении ингредиентов плотность состава изменяется от 0,86 до 0,98 г/см³. Как известно, в нефтедобывающей промышленности плотность пластовых вод, закачиваемых в скважину, колеблется от 1,02 до 1,16 г/см³. Таким образом, обеспечивается возможность использования предлагаемого состава в нагнетательных скважинах при проведении различных технологических операций.

Приготовление заявляемого состава осуществляется следующим образом. В углеводородной фазе - СФПК растворяют загущающий агент - масло "ПОД". После интенсивного перемешивания при заданной температуре добавляют ингибитор коррозии и осуществляют тщательное перемешивание при той же температуре. В качестве ингибитора коррозии могут быть использованы, например, ингибиторы типа "Волга" (ТУ 2458-003-00205311-95) или А-1-3 (ТУ 2415-003-39174041-99), "АКМА" (ТУ 2415-005-39174031-2002), "ВИКОР" (ТУ 39-1313-88), "АМДОР-ИК" (ТУ-2415-608-35475596-98), СНПХ-6301 (ТУ 39-1414-89) и т.п.

Изменение технологических свойств состава оценивалось с помощью стандартных методик и приборов. Характеристики коррозионной активности оценивались в пластовых водах ОАО "Самаранефтегаз" (Белозерское месторождение), представляющих собой высокоминерализованную среду со следующими характеристиками: содержание H₂S - 306 мг/л, СО₂ - 70 мг/л, рН - 6,0, плотность от 1,025 до 1,162 г/см³, степень минерализации от 100 до 250 г/л. Испытания проводили гравиметрическим и электрохимическим методами в динамическом режиме по ГОСТ 9.506-87. Результаты испытаний приведены в таблицах.