технологическая жидкость для строительства и ремонта скважин

Формула изобретения

Технологическая жидкость для строительства и ремонта скважин, содержащая водно-аммиачный раствор смеси нитрата кальция и нитрата аммония и органический реагент-стабилизатор, отличающаяся тем, что в качестве органического реагента-стабилизатора она содержит комплексный полимерный реагент ПС и дополнительно в качестве нейтрализатора кислых газов - аминоспирт при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Нитрат кальция	16,0-45,0
Нитрат аммония	9,6-27,0
Комплексный полимерный реагент ПС	0,1-6,0
Аминоспирт	0,1-5,0
Водный раствор технического аммиака	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к многоцелевым технологическим жидкостям, и может быть использовано как самостоятельно, так и в качестве основы жидкостей, применяемых при строительстве и ремонте скважин.

Известен ряд технологических жидкостей с низким содержанием или полным отсутствием твердой фазы. Так, в пат. РФ №2029776 (МПК6 С 09 К 7/02) «Буровой раствор» предложен буровой раствор, базирующийся на отходе производства кальцинированной соды со стадии дистилляции. К недостаткам раствора следует отнести то, что его плотность не превышает 1250 кг/м³, и он не содержит в своем составе нейтрализатор кислых газов.

Кроме того, не определена его коррозионная активность по отношению к скважинному оборудованию. Все перечисленное не позволяет использовать этот раствор в условиях высоких пластовых давлений и наличия кислых газов, таких как сероводород и углекислый газ.

Наиболее близким к заявленному техническому решению является технологическая жидкость для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин а.с. СССР №1684308 (МПК5 С 09 К 7/04), состоящая из аммонизированного раствора нитрата кальция (АРНК), органического реагента-стабилизатора и ингибитора коррозии. Однако эта технологическая жидкость также не может использоваться в условиях высокого поступления кислых газов, так как в ней отсутствует реагент, поглощающий сероводород и углекислый газ. При этом комплексное термобарическое воздействие (для глубоких скважин) и воздействие кислых газов приведет к деструкции реагента-стабилизатора и потере технологической жидкостью структурно-реологических параметров. Кроме того, АРНК является побочным продуктом производства, чем обусловлено неоптимальное с точки зрения увеличения плотности соотношение компонентов, непостоянство химического состава и, следовательно, параметров технологических жидкостей на его основе.

Задачей изобретения является создание технологической жидкости для строительства и ремонта скважин на сероводородсодержащих месторождениях с градиентом пластового давления до 1,6, устойчивой к комплексному термобарическому воздействию и защищающей подземное оборудование скважин от сероводородной коррозии и водородного охрупчивания.

Поставленная задача достигается тем, что технологическая жидкость содержит в своем составе водно-аммиачный раствор смеси нитрата кальция и нитрата аммония и органический реагент-стабилизатор. Отличием является то, что в качестве органического реагента-стабилизатора она содержит комплексный полимерный реагент ПС и дополнительно в качестве нейтрализатора кислых газов - аминоспирт, при следующем соотношении реагентов, мас.%:

Нитрат кальция	16,0-45,0
Нитрат аммония	9,6-27,0
Комплексный полимерный реагент ПС	0,1-6,0
Аминоспирт	0,5-5,0
Водный раствор технического аммиака	Остальное

Используемый в качестве реагента-стабилизатора комплексный реагент ПС представляет собой полимерную смесь производных полисахаридов. Водо- и кислоторастворимый комплексный полимерный реагент ПС предназначен для приготовления высокоминерализованных безглинистых жидкостей и применяется при вскрытии продуктивных пластов, проведения перфорационных и других внутрискважинных работ, глушении и консервации нефтяных и газовых скважин. Он сохраняет технологические параметры в кислых средах, устойчив к воздействию сероводорода и углекислого газа и обладает термостойкостью до 150°С.

Использование водорастворимого нейтрализатора кислых газов - аминоспирта наряду с устранением негативного воздействия сероводорода на технологическую жидкость предотвращает возможность отравления технического персонала сероводородом и углекислым газом.

Применение в качестве растворителя водного раствора технического аммиака 25 мас.% концентрации позволяет поддерживать значение водородного показателя технологической жидкости в слабощелочной области, чем обусловлена ее низкая коррозионная активность и сохранение пластичности металла. Это позволяет избежать осложнений в виде коррозионного растрескивания скважинного оборудования, возникающего под воздействием ионов водорода.

Отсутствие в составе технологической жидкости для строительства и ремонта скважин твердой фазы способствует максимальному сохранению исходных фильтрационных характеристик продуктивного пласта.

Приготовление технологической жидкости заключается в последовательном растворении реагентов в водном растворе технического аммиака (табл.1). Реагенты вводят небольшими порциями после создания устойчивой циркуляции либо при постоянном перемешивании раствора. Органический стабилизатор вводят в последнюю очередь. Для сокращения времени приготовления технологической жидкости возможен подогрев ее до 60-70°С.

Пример. Необходимо приготовить технологическую жидкость, обладающую структурно-реологическими параметрами, минимальной величиной фильтрации и работоспособную в условиях высокой температуры и агрессии кислых газов. Для этого расчетное количество нитратов кальция и аммония растворяют в водном растворе аммиака. Далее в рассол вводят 0,1-5,0 мас.% водорастворимого органического нейтрализатора кислых газов, например диэтаноламин (ДЭА) по ТУ 6-02-2652-91. После чего добавляют 0,1-6,0 мас.% органического реагента-стабилизатора, например комплексный полимерный реагент ПС по ТУ 6-55-221-1399-95.

Контроль технологических параметров осуществляется согласно стандартным методикам контроля качества буровых растворов (табл.2). Испытание коррозионной активности и устойчивости к комплексному термобарическому воздействию проводилось в среде пластового флюида Астраханского ГКМ, содержащего 25% сероводорода и 20% углекислого газа. Продолжительность испытаний составляла 30 суток при температуре 95°С и давлении 6,5 МПа. Для определения коррозионного воздействия использовались плоские образцы-свидетели, изготовленные из стали Ст.20. Общая скорость коррозии рассчитывалась по формуле 1:

где U_кор - скорость коррозии, мм/год;

m - потеря массы образца, г;

S - площадь поверхности образца, см²;

t - время экспонирования, ч.

Для оценки водородного охрупчивания стали по величине остаточной пластичности использовались проволочные образцы диаметром 2,5 мм из проволоки СВ08А. Величина остаточной пластичности определялась по формуле 2:

где Q - величина остаточной пластичности, %;

n - число гибов проволочных образцов после испытания;

n ₀ - исходное число гибов.

Разработанная технологическая жидкость для строительства и ремонта скважин является универсальной по назначению. Она может быть использована в качестве жидкости для заканчивания, глушения и консервации скважин, а также в качестве надпакерной жидкости. Присутствующий в составе нейтрализатор кислых газов позволяет использовать технологическую жидкость на месторождениях с высоким содержанием сероводорода.

Отсутствие в составе технологической жидкости для строительства и ремонта скважин твердой фазы позволяет избежать осложнений. Например, кольматации продуктивного коллектора, приводящей к значительному снижению дебита скважины. Особенно это важно для продуктивных коллекторов порово-трещинного типа. Кольматация твердой фазой может происходить на глубину до нескольких метров, и восстановить исходную проницаемость не удается даже после проведения высокообъемных кислотных обработок. К особо тяжелым последствиям применения технологических жидкостей, содержащих твердую фазу, можно отнести образование пробок в стволе скважины.

Существенным фактором, сдерживающим использование технологических жидкостей без твердой фазы, является высокая коррозионная активность и стоимость исходных солей.

Предлагаемая технологическая жидкость для строительства и ремонта скважин не имеет в своем составе твердой фазы, а высокая плотность (до 1600 кг/м³) достигается растворением в определенной пропорции двух солей, причем плотность бинарного раствора выше плотности индивидуальных рассолов. Низкая коррозионная активность достигается благодаря использованию водного раствора аммиака. Кроме снижения коррозии металла, водный раствор аммиака совместно с нитратом кальция препятствуют набуханию глин, что также является положительным фактором при проходке глинистых горизонтов. В основе технологической жидкости лежит смесь азотных удобрений, выпускаемых отечественными предприятиями с/х химии, и, таким образом, можно говорить о ее экологичности. Исходные реагенты не дефицитны и относительно дешевы. Благодаря своей универсальности технологическая жидкость может быть применена на любом нефтегазовом месторождении с градиентом пластового давления до 1,6 и температурой до 150°С.